Relazione semestrale 30 giugno 2001 - enel.com · liana rispetto al forte rallentamento...

Relazione semestrale30 giugno 2001

Indice

Dati di sintesi 5Il Gruppo Enel 6Consiglio di Amministrazione, Collegio Sindacale e Società di Revisione 7Enel e i mercati finanziari 8

Relazione sulla gestione

Sintesi dei risultati del semestre 12Quadro normativo e tariffario 18Iniziative societarie 21

Aree di attività

Risultati economici per area di attività 26

Settore elettricoProduzione 27Trasmissione 33Distribuzione e vendita di energia elettrica 35

Telecomunicazioni 43

Altre attività 47Immobiliare e servizi 48Ingegneria e costruzioni 49Sistemi informatici ed e-business 51Combustibili 53Settore idrico 54Distribuzione del gas 55Illuminazione pubblica e artistica 56

La Capogruppo Enel SpA 57

Ricerca e sviluppo 62

Risorse umane 63

Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2001e prevedibile evoluzione della gestione 66

Risultati economico-finanziari 69

Prospetti contabili consolidati e note illustrative

Stato patrimoniale consolidato 84Conto economico consolidato 86Note illustrative 87Stato patrimoniale - Attivo 92Stato patrimoniale - Passivo 104Impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale 115Conto economico 117

AllegatiElenco delle imprese incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale al 30.06.2001 124Elenco delle imprese possedute dalla CHI Energy Inc. incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale al 30.06.2001 128Elenco delle imprese possedute dalla Energia Global International Ltd. incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale al 30.06.2001 132Elenco delle imprese collegate valutate con il metodo del patrimonio netto al 30.06.2001 135Elenco delle partecipazioni in imprese controllate non consolidate al 30.06.2001 136Elenco delle partecipazioni in imprese collegate al 30.06.2001 137Elenco delle partecipazioni rilevanti di Enel al 30.06.2001ex art. 120 del D.Lgs. 24/02/1998 n. 58 138

Prospetti contabili di Enel SpAStato patrimoniale 152Conto economico 154

Relazione della Società di Revisione 157

5

D a t i d i s i n t e s i

Pro forma (1)

1° semestre 2001 1° semestre 2000

Dati economici (milioni di euro)

Ricavi 14.291 11.942Margine operativo lordo 4.616 3.943Risultato operativo 2.350 1.790Utile netto del Gruppo 1.529 861

Dati patrimoniali e finanziari (milioni di euro)

Capitale investito lordo 49.393 48.971 (2)

Capitale investito netto 43.674 42.925 (2)

Indebitamento finanziario complessivo 25.129 24.426 (2)

Patrimonio netto complessivo 18.545 18.499 (2)

Investimenti in immobilizzazioni materiali 1.576 1.546 (6)

Altre informazioni

Energia venduta (TWh) 103,6 113,0Energia netta prodotta (TWh) 86,1 91,7Dipendenti alla fine del periodo (n.) 78.747 81.168 (3)

Principali indicatori

ROS (%) (4) 16,4 15,0Indebitamento finanziario complessivosu patrimonio netto complessivo (valore assoluto) 1,3 1,3Risultato operativo su oneri finanziari netti (valore assoluto) 4,5 4,8

Dati per azione (euro) (5)

Utile netto per azione 0,25 0,14Margine operativo lordo per azione 0,76 0,65Risultato operativo per azione 0,39 0,30Patrimonio netto del Gruppo per azione 3,01 3,02

(1) I dati economici pro forma del 1° semestre 2000 includono quelli di WIND dell’intero semestre e di Infostradaper il 2° trimestre. I saldi patrimoniali pro forma qui esposti, riferiti al 31.12.2000, considerano il consolidamentointegrale di WIND e di Infostrada nonché l’impatto dell’acquisto di quest’ultima.

(2) Riferiti al 31.12.2000 pro forma.(3) Includono 8.521 dipendenti di WIND e Infostrada al 31.12.2000.(4) Risultato operativo su ricavi.(5) Calcolati sul numero delle azioni post-raggruppamento (6.063.075.189).(6) Gli investimenti pro forma includono quelli di WIND dell’intero semestre e di Infostrada relativamente al 2°

trimestre.

Dati di sintesi

6

R e l a z i o n e s e m e s t r a l e 3 0 g i u g n o 2 0 0 1

Enel SpA

Elettrogen SpA

Eurogen SpA

Interpower SpA

CHI Energy Inc.

EGI Ltd

Produzione di energia elettrica

Distribuzionedi energia elettrica

Trasmissionedi energia elettrica

Elettroambiente SpA

Ingegneria

Erga SpA

So.l.e. SpA

Enel.si SpA

Enel Trade SpA

Enelpower UK Gruppo Infostrada

Telecomunicazioni

Enel Produzione SpA Enel Distribuzione SpA

Deval SpA

Enelpower SpA Gruppo WIND TelecomunicazioniTerna SpA

Dalmazia Trieste SpA

Immobiliaree servizi

RicercaCombustibili

Sfera ScpA

Formazione

Enel.it SpA

Sistemi informatici

Conphoebus Technology Service SpA

Sei SpAEnel.FTL SpA

Masefield Coal AG

CESI SpA

Conphoebus SpA

Gruppo Enel Distribuzione Gas SpA Enel.Hydro SpA

Enel.Factor SpA

Enel.Re Ltd

Servizi finanziari

Enel Capital SpA

WEBiz Holding BV

WEBiz2 BV

WEBiz3 NV

Venture Capital

Gas Acqua

Il Gruppo Enel

7

C o n s i g l i o d i A m m i n i s t r a z i o n e , C o l l e g i o S i n d a c a l e e S o c i e t à d i R e v i s i o n e

Consiglio di Amministrazione Collegio Sindacale

presidente presidenteChicco Testa Bruno De Leo

amministratore delegato sindaci effettivie direttore generale Gustavo Minervini Francesco Tatò Franco Fontana

consiglieri sindaci supplentiCarlo Angelici Roberto UlissiGiuseppe Morchio Francesco BilottiFranco MorgantiCarlo Tamburi segretario del consiglioFrancesco Taranto Claudio Sartorelli

Società di revisione

Arthur Andersen SpA

Consiglio di Amministrazione, Collegio Sindacalee Società di Revisione

8


Nei primi sei mesi del 2001 tutti i mercati finanziari sia europei sia extra-europei hannoregistrato un marcato ridimensionamento dei corsi azionari con particolare riguardo aquelli dei comparti tecnologici, media e telecomunicazioni. In tale contesto, gli opera-tori hanno riscoperto l’efficacia dell’investimento in settori tipicamente difensivi qualiquello delle utilities.

Il valore di Borsa del titolo Enel nel primo semestre 2001 ha registrato una flessione del4% circa, mentre il mercato ha perso quasi il 15% (andamento dell’indice MIB30).Inoltre, nel secondo trimestre dell’anno, il titolo ha recuperato il 7%, manifestando unandamento decisamente migliore della media delle società elettriche europee (FT-SEElectricity +0,2%) e in generale delle blue chip italiane (MIB30 -8,41%).Enel si è dunque rivelato in corso d’anno come titolo non solo difensivo, ma caratteriz-zato da rendimenti mediamente più elevati di quelli dei titoli comparabili. Nel valutare ilrendimento complessivo del titolo Enel va inoltre considerato che il 18 giugno 2001 èstato distribuito agli azionisti un dividendo pari a 0,13 euro per azione, che rappresen-ta un rendimento di circa il 3,5%, il secondo più alto in Europa nel settore dopo quellofatto registrare dal dividendo distribuito dalla portoghese EDP.

L’Assemblea degli Azionisti del 25 maggio 2001 ha deliberato la ridenominazione delcapitale sociale in euro, portando il valore nominale delle azioni da Lire 1.000 a euro0,50 ciascuna a decorrere dal 9 luglio 2001. Contestualmente si è operato un raggrup-pamento delle azioni stesse nel rapporto di una azione del valore nominale unitario diun euro ogni due azioni da nominali 0,5 euro. Di conseguenza il valore teorico “anteraggruppamento” delle azioni è raddoppiato, a fronte di un dimezzamento del nume-ro di azioni costituenti il capitale sociale di Enel SpA. Dallo scorso 9 luglio le azioni Enelquotano quindi in Borsa “post raggruppamento".

Il titolo, dall’inizio dell’anno a oggi, tratta ogni giorno in media più di 13 milioni di azio-ni “post raggruppamento", per un controvalore complessivo giornaliero di circa 100milioni di euro.

Enel e i mercati finanziari

9

E n e l e i m e r c a t i f i n a n z i a r i

euro

az./m

ln.

7,00

6,75

6,50

6,25

6,00

5,75

5,50

5,25

5,00

4,75

4,50

4,25

4,00

3,75

3,50

3,25

3,00

02/1

1/99

18/1

1/99

06/1

2/99

22/1

2/99

07/0

1/00

25/0

1/00

10/0

2/00

28/0

2/00

15/0

3/00

31/0

3/00

04/0

5/00

22/0

5/00

07/0

6/00

23/0

6/00

11/0

7/00

27/0

7/00

14/0

8/00

30/0

8/00

15/0

9/00

03/1

0/00

19/1

0/00

06/1

1/00

22/1

1/00

08/1

2/00

26/1

2/00

11/0

1/01

29/0

1/01

14/0

2/01

02/0

3/01

20/0

3/01

05/0

4/01

23/0

4/01

09/0

5/01

25/0

5/01

12/0

6/01

28/0

6/01

16/0

7/01

400

375

350

325

300

275

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

Volumi Enel FT-SE ElectricityMIB30

Andamento del titolo Enel (prezzo ufficiale/volumi giornalieri trattati) – Indici MIB30 e FT-SE Electricity

Relazione sulla gestione

12


Il primo semestre del 2001 è stato caratterizzato dalla relativa tenuta dell’economia ita-liana rispetto al forte rallentamento manifestatosi a livello mondiale. La produzione indu-striale è aumentata in Italia dello 0,7% tra gennaio e giugno. Con le recenti pressioni sul costo del petrolio, accentuato dal deprezzamento dell’euro,delle materie prime importate e dei servizi, l’inflazione italiana ha raggiunto livelli nonpiù toccati dall’autunno 1996, con un picco tendenziale del 2,9% a giugno, comunqueinferiore alla media della crescita dei prezzi al consumo europei (+3%). In tale contesto,la Banca Centrale Europea ha modificato in questa prima parte del 2001 l’orientamen-to della politica monetaria, riducendo il tasso ufficiale di sconto dal 5,0% al 4,50%.Con riferimento ai cambi, il rapporto medio tra il dollaro USA e l’euro è stato pari nelcorso dei primi sei mesi del 2001 a 0,898 a fronte di un valore medio di 0,96 nellostesso periodo del 2000, evidenziando quindi un deprezzamento della valuta europeapari a circa il 7%.Sui mercati dei prodotti energetici, il prezzo medio nel primo semestre 2001 del petro-lio greggio Brent per transazioni a pronti, pari a 26,6 dollari al barile, si è mantenutopressoché in linea con quello dello stesso periodo del 2000 (26,8 dollari al barile), oscil-lando in una banda compresa tra i 25 e i 28 dollari. I livelli raggiunti nel semestre sonosuperiori rispetto a quelli dell’ultima parte del 2000, che aveva registrato a fine dicem-bre un prezzo di 23 dollari a barile. Nel primo semestre 2001 i prezzi degli oli combustibili utilizzati dal gruppo Enel hannoevidenziato una più accentuata flessione rispetto a quelli dei greggi. In particolare, i prezzi medi dell’olio combustibile (indice Platt’s CIF Mediterraneo) nel primosemestre 2001 sono stati rispettivamente di 120 dollari per tonnellata per l’olio ad altotenore di zolfo (ATZ) e di 142 dollari per tonnellata per quello a basso tenore di zolfo (BTZ),rispetto a 137 dollari per tonnellata per l’ATZ e 154 dollari per tonnellata per il BTZ nelprimo semestre 2000, con una riduzione rispettivamente pari a circa il 12% e l’8%.Nel corso del primo semestre del 2001 i prezzi del gas naturale sono calati rispetto agliultimi mesi del 2000 risultando comunque superiori rispetto a quelli del corrispondenteperiodo del precedente esercizio, scontando l’apprezzamento del dollaro rispetto all’eu-ro e il divario temporale con cui seguono le quotazioni del petrolio greggio.I prezzi del carbone da vapore sul mercato internazionale (indice Coal Week Internationalper mix Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas) hanno subíto notevoli variazioni nei lorovalori medi tra il primo semestre 2000 ed il 2001, passando rispettivamente da 32,63dollari per tonnellata a 41,81 dollari per tonnellata, sotto la spinta di un’offerta che condifficoltà riesce a far fronte alla sostenuta domanda indotta dall’effetto di sostituzione,generato dagli elevati prezzi dei prodotti petroliferi e del gas. Nell’ultima parte del seme-stre le spinte rialziste si sono affievolite, in particolare in Europa dove si è registrata unacerta stasi della domanda, mentre il mercato è rimasto equilibrato in Estremo Oriente epiuttosto teso in America.

Sintesi dei risultati del semestre

Quadro di riferimento

13

R e l a z i o n e s u l l a g e s t i o n e

In tale contesto, la richiesta di energia elettrica in Italia è cresciuta del 2,2% rispetto aiprimi sei mesi del 2000, passando da 148,1 miliardi di kWh a 151,3 miliardi di kWh,come evidenziato in dettaglio nella seguente tabella:

Milioni di kWh

1° semestre 2001 1° semestre 2000 Variazioni

Produzione lorda:Termoelettrica 105.704 111.036 (5.332) -4,8%Idroelettrica 29.702 23.673 6.029 25,5%Geotermoelettrica e altre fonti 2.303 2.283 20 0,9%Totale produzione lorda 137.709 136.992 717 0,5%

Consumi servizi ausiliari (6.103) (6.195) 92 -1,5%

Produzione netta 131.606 130.797 809 0,6%

Importazioni nette 24.581 21.853 2.728 12,5%

Energia immessa in rete 156.187 152.650 3.537 2,3%

Consumi per pompaggi (4.873) (4.533) (340) 7,5%

Energia richiesta sulla rete 151.314 148.117 3.197 2,2%

La crescita è risultata più vivace nel corso del primo trimestre (+2,4%) con un rallenta-mento nell’ultima parte del semestre. Il dato destagionalizzato relativo al mese di giu-gno 2001 evidenzia una flessione dello 0,6% rispetto al mese precedente.La maggiore richiesta è stata soddisfatta essenzialmente dalle importazioni, essendo laproduzione netta pressoché in linea con quella realizzata nel corso del primo semestredel 2000.

14


I principali flussi di energia sviluppati dal Gruppo Enel in Italia nel corso del primo seme-stre 2001, raffrontati con lo stesso periodo dell’esercizio precedente, sono rappresenta-ti nel seguente prospetto:

Milioni di kWh


Produzione netta:Termoelettrica 62.141 71.951 (9.810) -13,6%Idroelettrica 21.708 17.548 4.160 23,7%Geotermoelettrica 2.163 2.139 24 1,1%Altre fonti 59 16 43 268,8%Totale produzione netta 86.071 91.654 (5.583) -6,1%

Vendite delle società di produzione 3.170 - 3.170 -

Acquisti di energia:Da fornitori nazionali 792 20.384 (19.592) -96,1%Da fornitori esteri 12.627 12.527 100 0,8%Dal Gestore della Rete 18.697 - 18.697 -Totale acquisti 32.116 32.911 -795 -2,4%

Vendite di energia:Vendite sul mercato vincolato

Alta tensione 9.128 14.274 (5.146) -36,1%Media tensione 28.205 37.630 (9.425) -25,0%Bassa tensione 53.245 51.441 1.804 3,5%

Totale 90.578 103.345 (12.767) -12,4%

Vendite sul mercato liberoAlta tensione 8.357 8.063 294 3,6%Media tensione 4.683 1.641 3.042 185,4%Bassa tensione 2 - 2 -

Totale 13.042 9.704 3.338 34,4%

Totale vendite 103.620 113.049 (9.429) -8,3%

Per effetto del processo di apertura del mercato, ormai pienamente in corso, le venditedel Gruppo Enel sul mercato libero e su quello vincolato risultano nel complesso in calodell’8,3% rispetto al primo semestre del 2000. Le quantità vendute sul mercato vincolato si sono ridotte del 12,4%. Il calo è concentratosull’alta e media tensione (-36,1% e -25,0% rispettivamente), mentre la domanda di ener-gia in bassa tensione accentua il trend di crescita già manifestato nel corso dell’esercizio2000. L’incremento del semestre è infatti pari al 3,5% contro il 2,6% dell’intero anno 2000.Enel Trade si conferma primo operatore del mercato libero, con una quota del 37% e volu-mi di vendita in crescita del 34,4% rispetto al primo semestre del 2000, grazie soprattut-to all’ottimo andamento delle vendite di energia in media tensione, pari a 4.683 milioni dikWh, contro i 4.860 milioni di kWh dell’intero esercizio 2000. Sulla contenuta dinamicadelle vendite in alta tensione, cresciute del 3,6%, ha influito la possibilità offerta a partiredal 2001 agli utilizzatori finali di acquistare, tramite le aste indette dal Gestore della Retedi Trasmissione Nazionale SpA (Gestore della Rete), l’energia prodotta da impianti ammes-si agli incentivi ex Provvedimento CIP n. 6/92 oltre a una parte di quella importata.Il mutamento nella configurazione degli acquisti di energia effettuati dal Gruppo Enel nelcorso del primo semestre 2001, rispetto allo stesso periodo del 2000, deriva essenzial-mente dall’ampliamento del ruolo del Gestore della Rete, in linea con quanto previsto

I risultati del Gruppo Enel

15


dalla normativa di riferimento per la fase di transizione verso la piena liberalizzazione delmercato, che culminerà con l’avvio dell’Acquirente Unico e della Borsa dell’Energia Elettrica.In particolare, a decorrere dal 1° gennaio 2001, tutta l’energia prodotta dagli impiantiammessi agli incentivi di cui al Provvedimento CIP n. 6/92 (fonti rinnovabili e assimilate)viene acquistata dal Gestore della Rete sulla base di apposite convenzioni, ad un prezzodeterminato con la stessa metodologia dell’esercizio precedente. Tale energia viene poiceduta agli operatori del mercato libero tramite le aste indette dal Gestore stesso, cheassegna poi la parte residua a Enel Distribuzione. Nei primi sei mesi del 2001 Enel Tradeha quindi acquistato sia energia elettrica prodotta da impianti CIP n. 6/92 tramite le asteindette dal Gestore della Rete, sia energia di provenienza estera stipulando contratti annua-li e assicurandosi partite spot sempre tramite il Gestore della Rete. Enel SpA ha mante-nuto la titolarità dei contratti di acquisto di durata pluriennale a suo tempo stipulati confornitori esteri, destinati alla fornitura del mercato vincolato.La produzione netta di energia del Gruppo Enel si è attestata nel semestre a 86.071 milio-ni di kWh, in calo del 6,1% (-5.583 milioni di kWh) rispetto allo stesso periodo del 2000.Nel nuovo contesto di mercato, le società di generazione del Gruppo hanno ceduto al Gestoredella Rete 3.170 milioni di kWh di energia prodotta da impianti ammessi ai benefíci di cuial citato Provvedimento CIP n. 6/92. Nell’ambito delle fonti di generazione, i primi sei mesidel 2001 hanno segnato un forte incremento della produzione idroelettrica (+23,7% paria +4.160 milioni di kWh) per effetto della maggiore idraulicità. La fonte termica ha quindiregistrato una riduzione che è stata pari al 13,6%, corrispondente a -9.810 milioni di kWh.

L’attività elettrica, pur continuando a costituire il core business del Gruppo (le vendite dienergia e i Contributi della Cassa Conguaglio rappresentano l’80% circa dei ricavi del seme-stre), è progressivamente affiancata dagli altri settori verso i quali si è indirizzata la strate-gia di diversificazione in ottica multiutility/multiservice. Le telecomunicazioni, grazie all’af-fermazione di WIND e all’acquisizione di Infostrada, rappresentano oggi il secondo ramodi attività del Gruppo, con un peso dell’8% sui ricavi consolidati, destinato a crescere nel-l’immediato futuro. Risorse di rilievo e notevoli sforzi sono nel contempo indirizzati sul-l’attività di distribuzione del gas naturale, mentre la prospettata acquisizione dell’AcquedottoPugliese consentirebbe l’ingresso del Gruppo nel settore della gestione diretta di reti idri-che. I risultati operativi del primo semestre 2001, che considerano il consolidamento inte-grale di WIND e di Infostrada (quest’ultima unicamente per il secondo trimestre, essendostata acquisita a fine marzo 2001), comparati con quelli dei primi sei mesi del 2000, riela-borati pro forma per includere in modo omogeneo il settore delle telecomunicazioni (inclu-si gli effetti dell’acquisizione di Infostrada), sono come di seguito sintetizzabili.

16


Risultato oper.ante amm.to

Margine differenze di Risultato Milioni di euro Ricavi operativo lordo consolidamento operativo

Settore elettrico e altri1° semestre 2000 11.374 4.241 2.393 2.3921° semestre 2001 13.212 4.752 2.961 2.945Variazione 1.838 511 568 553

Telecomunicazioni1° semestre 2000 809 -298 -475 -6021° semestre 2001 1.339 -136 -449 -595Variazione 530 162 26 7

Elisioni1° semestre 2000 -241 - - -1° semestre 2001 -260 - - -

Totale Gruppo1° semestre 2000 (pro forma) 11.942 3.943 1.918 1.7901° semestre 2001 14.291 4.616 2.512 2.350Variazione 2.349 673 594 560

La gestione economica dei primi sei mesi del 2001 evidenzia un margine operativo lordodi 4.616 milioni di euro, in netto miglioramento rispetto a quello conseguito nell’ana-logo periodo dell’esercizio 2000, pari, su base omogenea, a 3.943 milioni di euro. Lacrescita di 673 milioni di euro (+17,1%) ha beneficiato del miglior andamento del com-parto telecomunicazioni, in linea con i piani prestabiliti, delle azioni di razionalizzazionee di contenimento dei costi operativi, nonché del riconoscimento di contributi pregres-si su produzione da impianti incentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92. Il risultato con-seguito assume maggior rilievo se si considerano la riduzione dei volumi di vendita dienergia elettrica (-8,3%) e l’ulteriore calo delle tariffe (-11% circa), a seguito del mec-canismo del price cap e per la riduzione di circa 0,52 centesimi di euro (Lire 10) al kWhdella quota di remunerazione dei costi fissi di produzione, parzialmente compensati dallavalorizzazione a prezzo pieno anche dell’energia idroelettrica.Il risultato operativo ha raggiunto 2.350 milioni di euro, confrontato con i 1.790 milio-ni di euro omogenei del primo semestre 2000, in aumento del 31,3%.L’utile netto di competenza del Gruppo si è attestato a 1.529 milioni di euro, a fronte di861 milioni di euro, sempre rideterminati su base pro forma, nel primo semestre 2000.L’incremento, pari a 668 milioni di euro (+77,6%), è influenzato, oltre che dal migliora-mento del risultato operativo, dalla plusvalenza conseguita con la cessione degli impian-ti di produzione situati in Valle d’Aosta, pari a circa 350 milioni di euro già al netto dellarelativa imposta sostitutiva.

Il cash flow della gestione corrente passa da 2.046 milioni di euro nel primo semestre2000 a 2.645 milioni di euro nella prima metà del 2001, confermando l’elevato volu-me di cassa generato dall’attività di esercizio e registrando anche miglioramenti sullato del capitale circolante. Le risorse finanziarie autogenerate e il ricorso al mercatodel credito, peraltro a condizioni vantaggiose favorite dagli elevati rating attribuiti alGruppo, hanno consentito di coprire il fabbisogno netto per investimenti del primosemestre 2001 di 9.084 milioni di euro, di cui 8.127 milioni di euro relativi alle acqui-sizioni societarie.

17


La struttura patrimoniale al 30 giugno 2001 evidenzia un capitale investito netto di 43.674milioni di euro, un indebitamento finanziario complessivo di 25.129 milioni di euro e unpatrimonio netto complessivo (Gruppo e Terzi) di 18.545 milioni di euro. I corrispondentivalori al 31 dicembre 2000, desumibili dalla situazione patrimoniale pro forma che consi-dera il consolidamento integrale di WIND e gli effetti dell’acquisizione di Infostrada, sonopari rispettivamente a 42.925 milioni di euro, 24.426 milioni di euro e 18.499 milioni dieuro. L’incidenza dell’indebitamento sul patrimonio netto complessivo, pari a 1,3, è inva-riata rispetto a fine dicembre 2000 (sempre su base pro forma). Escludendo dai dati proforma del 31 dicembre 2000 l’impegno finanziario per l’acquisizione di Infostrada e l’inde-bitamento della stessa, l’incidenza dell’indebitamento del Gruppo così rideterminato (16.107milioni di euro) sul patrimonio netto complessivo (18.499 milioni di euro) è pari a 0,9.

Gli investimenti in impianti e altri beni materiali sono stati pari a 1.576 milioni di euro,così ripartiti:

Milioni di euro


Impianti di produzione 257 264Linee di trasporto e stazioni di trasformazione 30 107Reti di distribuzione 564 670Reti di telecomunicazioni 516 384Terreni, fabbricati ed altri beni 209 121

TOTALE 1.576 1.546

L’ammontare complessivo degli investimenti è sostanzialmente allineato a quello delprimo semestre del 2000 (sempre su base pro forma). Nell’ambito dei singoli compartisi evidenzia una riduzione nelle aree della trasmissione e distribuzione per effetto delquasi totale completamento della linea di collegamento Italia-Grecia, del contenimentodel costo delle risorse esterne e di rallentamenti che si prevede di recuperare nella secon-da parte dell’esercizio. Per contro, prosegue secondo i piani prestabiliti lo sviluppo dellereti di telecomunicazioni.

Al 30 giugno 2001 i dipendenti del Gruppo erano 78.747 (contro 81.168 al 31 dicem-bre 2000, includendo quelli di WIND e di Infostrada). Nel corso del semestre il saldo tracessazioni e nuove assunzioni è stato pari a -1.646 dipendenti, mentre l’organico dellesocietà e dei rami d’azienda ceduti, al netto delle acquisizioni (senza considerare Infostrada),è pari a -775 dipendenti.

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Durante il primo semestre del 2001 l’attività di cessione della capacità di generazione dielettricità e delle reti di distribuzione urbane, in attuazione di quanto previsto dal DecretoBersani, si è intensificata nell’ottica della progressiva liberalizzazione e razionalizzazionedel settore elettrico. Tali operazioni sono descritte nel successivo capitolo dedicato alleiniziative societarie.

Sempre sul lato dell’ampliamento dell’offerta di energia elettrica sul mercato libero, dalgennaio 2001 tutti i contratti di acquisto di energia elettrica ai sensi del ProvvedimentoCIP n. 6/92, che fino al 2000 erano riservati al mercato vincolato, sono stati trasferiti alGestore della Rete di Trasmissione Nazionale che rende l’energia disponibile ai clientiidonei per mezzo di meccanismi competitivi. Con le modalità indicate dall’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas, il Gestore della Rete ha svolto le gare per l’assegnazione dienergia per una potenza complessiva di 3.600 MW su base annuale. In tema di importazioni di energia elettrica le disposizioni emanate dall’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas prevedono che per il mercato libero nessun operatore possa importarenel 2001 più del 5% del totale della capacità di interconnessione (esclusa quella copertada contratti pluriennali, destinati al mercato vincolato), e del 10% della capacità dispo-nibile per un singolo Paese. Essa inoltre ha definito un meccanismo pro rata di assegna-zione della capacità di trasporto sulle frontiere che prevede l’accoglimento di tutte ledomande con riparto proporzionale fino a rientrare nei limiti della capacità disponibile.

Per quanto riguarda la domanda di energia elettrica, secondo quanto previsto dal DecretoBersani, nel 2001 la qualifica di cliente idoneo può essere acquisita da chi presenta con-sumi superiori a 20 milioni di kWh annui (9 milioni di kWh dal 2002). Inoltre, nel mesedi marzo 2001 è stata approvata una legge che prevede la riduzione della soglia di ido-neità a 0,1 milioni di kWh a decorrere dal novantesimo giorno successivo alla completadismissione dei 15.000 MW di capacità produttiva da parte di Enel.

Nel mese di maggio 2001 il Ministro dell’Industria, sentita l’Autorità per l’Energia Elettricaed il Gas, ha approvato il Regolamento del mercato elettrico proposto dal Gestore delMercato per la gestione delle offerte di acquisto e di vendita dell’energia elettrica e ditutti i servizi connessi (Borsa dell’Energia Elettrica). L’operatività sarà assicurata da appo-site istruzioni e disposizioni tecniche di funzionamento che il Gestore del Mercato pre-senterà per l’approvazione al Ministro dell’Industria.

Il 1° gennaio 2001 sono entrati in vigore alcuni provvedimenti di attuazione della rifor-ma tariffaria dell’energia elettrica. Le componenti tariffarie a copertura dei costi di tra-sporto, distribuzione e vendita sono state ridotte dell’1,4% in termini nominali appli-cando il meccanismo del price cap. Le componenti tariffarie a copertura del costo di produzione sono state modificatedall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas. Dal 1° gennaio 2001 le tariffe di vendita aiclienti vincolati di spettanza delle società di distribuzione inglobano anche la quota dicopertura del costo dei combustibili che in precedenza veniva corrisposta ai produttoridalla Cassa Conguaglio come contributo alla produzione di energia elettrica, fermi restan-do i criteri in essere per la determinazione delle sue variazioni. Pertanto, da un lato, ilconto “costo energia” gestito dalla Cassa Conguaglio viene soppresso e, dall’altro, ildistributore corrisponde direttamente al produttore l’intero prezzo di cessione. L’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha stabilito inoltre, a partire dal 1° gennaio2001, una riduzione della componente a copertura dei costi fissi di produzione di ener-gia elettrica del 20% (pari a circa 0,52 centesimi di euro per kWh, corrispondenti a circa10 Lire al kWh) e un aggiornamento del consumo specifico medio riconosciuto per laproduzione termoelettrica nazionale da 2.290 a 2.260 kcalorie per kWh.

Quadro normativo e tariffario

Evoluzione del processo di liberalizzazione

Principali provvedimenti dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas

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Dal gennaio 2001 sono in vigore le nuove opzioni tariffarie offerte alla clientela da EnelDistribuzione SpA. La proposta, avanzata nel settembre 2000 e approvata dall’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas, risulta in linea con i vincoli imposti dal nuovo sistema tariffario.Oltre alle opzioni tariffarie base, Enel Distribuzione ha offerto alla propria clientela ancheopzioni tariffarie speciali, riservate ai clienti non domestici in alternativa a quelle base, e opzio-ni ulteriori, rivolte alla clientela domestica in alternativa a quelle stabilite dall’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas. In particolare, per quest’ultima, è prevista la possibilità di aumen-tare la potenza del proprio impianto da 3 a 4,5 kWh con l’opzione “Più Watt” che prevedetariffe differenziate in tre fasce di consumi annui e un costo fisso annuo di 83,7 euro.

A partire dal 1° gennaio 2001, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha ridotto il cari-co degli oneri di sistema sia mediante l’azzeramento della componente a suo tempo isti-tuita per finanziare il maggiore ricavo riconosciuto alla produzione delle imprese pro-duttrici-distributrici destinata al mercato vincolato, sia con la riduzione della componenteper la copertura degli incentivi alla produzione da fonti rinnovabili. Contestualmente èstata istituita una specifica componente per la copertura degli stranded cost. Infine, nelluglio 2001 è stata aumentata la componente destinata alla copertura dei costi per losmantellamento degli impianti nucleari, in relazione ai programmi di riferimento.

Gli stranded cost sono costi derivanti da impegni contrattuali e decisioni di investimento chele imprese elettriche hanno preso anche a seguito delle scelte governative di politica eco-nomica quando il mercato elettrico non era concorrenziale e che si sarebbero potuti recu-perare in regime di monopolio, ma che non sono recuperabili in regime di concorrenza. La definizione dei criteri di ammissibilità e delle modalità di reintegrazione è stata effet-tuata con Decreto del 26 gennaio 2000 emanato dal Ministro dell’Industria, di concer-to con quello del Tesoro, su proposta dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas.Secondo il Decreto, sono riconosciuti come stranded cost gli oneri derivanti da investimentisostenuti prima del 19 febbraio 1997, o relativi ad obblighi contrattuali assunti prima di taledata, riguardanti impianti di produzione attualmente in servizio, con esclusione di quelli chebeneficiano di trattamenti previsti da specifici provvedimenti, quali ad esempio il ProvvedimentoCIP n. 6/92. La reintegrazione dei costi è prevista in sette anni, dal 2000 al 2006, sulla basedei ricavi riconosciuti dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas per ciascun impianto.Rientrano nell’ambito degli stranded cost i maggiori oneri relativi alla forzata rilocalizzazioneall’estero delle attività di scarico a terra e rigassificazione del gas naturale importato dallaNigeria, che sono recuperati in un periodo di dieci anni a partire dal 2000.La materia è stata ulteriormente regolamentata dal Decreto del Ministro dell’Industria, diconcerto con il Ministro del Tesoro, del 17 aprile 2001. Tale decreto stabilisce l’esclusio-ne dal computo dei costi non recuperabili degli impianti idroelettrici e geotermoelettrici,ribadendo nel contempo la progressiva riduzione della penalizzazione in termini di mag-giori oneri di accesso alla Rete di Trasmissione Nazionale per l’energia prodotta da taliimpianti. Detta penalizzazione è destinata quindi a ridursi dall’attuale 75% della quotadi costo di produzione variabile (legata al costo dei combustibili) inclusa nel prezzo di ces-sione dell’energia, al 25% nel 2005-2006. Essa verrà definitivamente rimossa al terminedel periodo di rimborso degli stranded cost (meccanismo del “décalage”). Il medesimodecreto ha inoltre fissato le regole per l’applicazione del meccanismo di reintegrazionealle società titolari di impianti originariamente in capo a Enel e successivamente ad essetrasferiti. Nel caso di cessione di impianti ammessi al meccanismo di reintegrazione, l’am-montare complessivo dei costi non recuperabili non potrà essere superiore all’importo chesarebbe stato riconosciuto a Enel stessa nell’ipotesi in cui la cessione non si fosse verifi-cata. Di conseguenza il livello degli stranded cost da riconoscere ad ogni singola impre-sa titolare di impianti originariamente detenuti da Enel dipende non solo dalle caratteri-stiche degli impianti in possesso dell’impresa stessa, ma anche da quelle dell’intero com-

Stranded cost

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plesso di tali impianti. Ne discende che l’acquisizione a titolo definitivo degli stranded costsi determina solo al termine del periodo di riferimento e non singolarmente per ogni eser-cizio. Durante il periodo di recupero, la differenza complessivamente maturata tra i rica-vi riconosciuti e la quota del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica sarà recuperata comestranded cost se positiva, mentre nulla sarà dovuto se negativa.In data 25 maggio 2001 l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha emanato la Deliberan. 114/01 con la quale ha definito le modalità di calcolo dei parametri necessari alladeterminazione dei costi non recuperabili. I criteri adottati sono ritenuti da Enel in nettocontrasto con i citati decreti interministeriali del 26 gennaio 2000 e del 17 aprile 2001,avendo introdotto nell’ambito dei parametri di riferimento per la determinazione dei“ricavi di vendita” da confrontare con i “ricavi riconosciuti” anche l’energia prodotta dafonte idrica e geotermica, i cui impianti sono esclusi dal perimetro degli stranded cost.Poiché gli stranded cost rappresentano la differenza tra i ricavi riconosciuti e i ricavi davendita, l’alterazione del secondo addendo, dovuta ad una evidente asimmetria del peri-metro di riferimento rispetto a quello che determina l’ammontare del primo, generaun’ingiustificata compressione dei rimborsi cui ogni impresa avrebbe diritto. In virtù ditali considerazioni, il 24 luglio 2001 Enel ha provveduto a impugnare la delibera innan-zi al TAR della Lombardia al fine di ottenerne l’annullamento con il riconoscimento deldiritto al rimborso degli stranded cost sulla base di parametri di calcolo omogenei cheescludano dalle produzioni di riferimento quelle degli impianti idrici e geotermici, inquanto non compresi nel perimetro di quelli cui sono riconosciuti i rimborsi stessi.

Acquisizione di Infostrada

Area produzione

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Nei primi sei mesi del 2001 il Gruppo Enel ha continuato a perseguire la propria strate-gia di diversificazione e riposizionamento del business verso altri settori di attività in otti-ca multiutility/multiservice. Tale strategia mira a contrastare efficacemente gli sviluppiattesi nell’ambito competitivo, trasformando in opportunità il ridimensionamento delmercato regolamentato, gravato da un incerto quadro normativo su modalità, tempi efasi del processo di liberalizzazione, nonché dal rischio di ulteriori vincoli antitrust.In questo quadro sono state concluse e avviate iniziative di particolare rilievo che hannocomportato, o comporteranno una volta finalizzate, la costituzione di nuove società el’acquisizione o cessione di partecipazioni. In alcuni casi sono stati coinvolti importantipartner, nazionali ed esteri, operanti nei settori di riferimento.

Il 29 marzo 2001 Enel, per il tramite di Enel Investment Holding BV (società di diritto olan-dese interamente controllata dalla Capogruppo Enel), ha acquistato da MannesmannInvestment BV (società del Gruppo Vodafone) il 100% del capitale sociale di Infostrada SpAper un prezzo di 7.250 milioni di euro, integralmente versati alla stessa data. Enel InvestmentHolding BV ha inoltre rimborsato a Vodafone, in pari data, un finanziamento di 821,3 milio-ni di euro a suo tempo erogato alla stessa Infostrada, oltre a ulteriori 132 milioni di euro cuiVodafone ha rinunciato a beneficio di Infostrada, così come previsto dal contratto. Inoltre,all’acquisizione sono correlati oneri accessori per 372 milioni di euro connessi sia alla coper-tura del meccanismo di variazione del prezzo di acquisto previsto nel contratto preliminaresottoscritto l’11 ottobre 2000, sia agli accordi transattivi, sostitutivi ed integrativi dei pree-sistenti piani di incentivazione e stock option, sottoscritti a seguito del cambiamento dellacompagine societaria. Le autorizzazioni delle competenti autorità antitrust sono state otte-nute in data 19 gennaio 2001 da parte della Commissione Europea, per quanto attiene alsettore delle telecomunicazioni, e il 28 febbraio 2001 da parte dell’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas Garante della Concorrenza e del Mercato, per quanto attiene all’impattosul mercato elettrico. Tale seconda autorizzazione è condizionata all’obbligo per Enel di cede-re 5.500 MW di capacità produttiva, tramite la costituzione di una quarta società di gene-razione (Genco) composta da impianti al 60% mid-merit e peak. Tale società dovrà essereceduta entro i 90 giorni successivi alla vendita dell’ultima Genco di cui al Decreto Bersani.Enel ha presentato ricorso al TAR del Lazio contro la suddetta delibera dell’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas Garante della Concorrenza e del Mercato. L’esito di tale ini-ziativa, come convenuto tra le parti, non avrà effetto sull’acquisizione che, pertanto, èdefinitiva e incondizionata.Sotto il profilo finanziario, già in data 24 novembre 2000 Enel aveva sottoscritto con unpool di banche una linea di credito rotativa di 10 miliardi di euro diretta a soddisfare lenecessità derivanti da varie iniziative, tra cui l’acquisizione in oggetto. Con l’acquisizione di Infostrada, Enel e France Télécom daranno corso al processo diconcentrazione operativa e gestionale tra WIND e Infostrada stessa, attraverso il qualeEnel persegue una più vasta strategia di diversificazione, ampliando e rafforzando le pro-prie partecipazioni nel settore delle telecomunicazioni. L’obiettivo di Enel è quello di per-venire ad una completa integrazione operativa e gestionale delle strutture delle duesocietà, tra loro complementari in numerose aree, realizzando importanti sinergie dicapacità operative, di rete e di commercializzazione nei segmenti delle attività tipiche ditelecomunicazione su rete fissa e mobile in via integrata, fornitura di capacità trasmissi-va e Internet. L’aggregazione tra WIND e Infostrada consente, tra l’altro, di costituire laseconda rete operativa nazionale per dimensioni.

Cessione delle società di generazioneIl processo di dismissione delle tre società di produzione Eurogen, Elettrogen e Interpower,avviato nel corso della seconda metà del 2000, ha registrato il 23 luglio 2001 la con-

Iniziative societarie

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clusione della procedura per la vendita di Elettrogen, con l’aggiudicazione della societàal consorzio Endesa (Endesa 45%; Banco Santander Central Hispanico 40%, ASM Brescia15%) che ha proposto un prezzo d’acquisto di 2.630 milioni di euro. Il valore comples-sivo della transazione, che prevede il rimborso da parte dell’acquirente dell’indebita-mento intragruppo di Elettrogen al 31 dicembre 2000, è pari a 3.690 milioni di euro. In data 4 settembre 2001 la Commissione dell’Unione Europea ha espresso parere favo-revole all’operazione e il closing della stessa (e la relativa efficacia del trasferimento dellapartecipazione) è fissato per il 20 settembre 2001. Nel frattempo sono state avviate le attività per la cessione di Eurogen, per la quale sonopreviste le manifestazioni di interesse nel corso del mese di settembre.

Acquisizione della EGI Ltd.Nell’ambito della strategia di crescita del Gruppo nel campo delle energie rinnovabili,attuata attraverso Erga e la sua controllata Enel Green Power Holding, dopo l’acquisi-zione nel dicembre 2000 di CHI Energy Inc., leader americano nella produzione indi-pendente di energia da fonti rinnovabili, in data 8 giugno 2001 è stata finalizzata l’ac-quisizione di Energia Global International Ltd. (EGI), società che opera nel medesimo set-tore in Centro e Sud America.Il prezzo corrisposto è stato pari a 57,5 milioni di dollari cui si è aggiunta l’estinzione deldebito su progetti in corso di realizzazione per circa 35 milioni di dollari. L’ammontaredell’indebitamento del Gruppo acquisito è di circa 130 milioni di dollari.EGI ha in esercizio due impianti idroelettrici e un impianto eolico in Costa Rica, per untotale di 54 MW di potenza installata, e due impianti idroelettrici in Cile per 88 MW.Sono inoltre in fase di realizzazione tre impianti idroelettrici per complessivi 104 MW inCosta Rica e Guatemala.Tale acquisizione consolida la posizione del Gruppo come leader mondiale nel campodelle energie rinnovabili, oltre ad offrire possibilità di crescita in aree geografiche nuovee in espansione.

Cessione degli impianti di generazione situati in Valle D’Aosta Nel primo semestre 2001 è stato finalizzato l’accordo con la Regione Valle D’Aosta perla cessione di tutte le centrali idroelettriche situate in tale regione e aventi una potenzaefficiente lorda pari a 781 MW. L’attuazione di tale accordo è avvenuta in due fasi. In primo luogo è stato assegnato per scissione, con efficacia 1° dicembre 2000, il ramoaziendale relativo all’attività di produzione di energia elettrica in Valle d’Aosta alla societàValgen, interamente posseduta da Enel.In secondo luogo, con effetto dal 1° giugno 2001, Valgen ha conferito le suddette atti-vità a Geval, le cui azioni sono state interamente cedute da Valgen a FinAosta (la societàfinanziaria della Regione Valle D’Aosta) sulla base di un valore del ramo d’azienda dicirca 780 milioni di euro.

Il mercato del gas in Italia è estremamente frammentato, suddiviso tra più di 700 ope-ratori fra società private, aziende municipalizzate e consorzi. La presenza del Gruppo Enel nel settore della distribuzione del gas al 31 dicembre 2000era rappresentata dalla Colombo Gas e dal Gruppo Camigas con una base di 96.000clienti e circa 250 milioni di metri cubi di gas distribuiti annualmente.Nel primo semestre 2001 Enel ha rafforzato la propria posizione attraverso l’acquisi-zione di diverse società private (Brianza Gas, Erogasud, Sicim Services, Edilgeo, MetaniferaVerbanese – ora Enel Distribuzione Gas – Metan Sud Gas, Sogegas, Impregest, SGM,Agas, Adim Mileo, Avisio Energia e Sacem) portando il numero dei clienti serviti a circa500.000, con una potenzialità distributiva annua di 985 milioni di metri cubi.In questo quadro il Gruppo Enel ha intrapreso un processo di ristrutturazione societaria del

Acquisizioni nel settore della distribuzione del gas

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settore che prevede in una prima fase la concentrazione delle imprese mediante fusione inEnel Distribuzione Gas e, in una fase successiva, la scissione dell’attività di vendita da quel-la di distribuzione. Le relative operazioni straordinarie, già deliberate dai rispettivi Consiglidi Amministrazione, saranno sottoposte all’approvazione delle Assemblee entro il mese disettembre 2001. È inoltre in fase di attuazione il piano di integrazione operativa che preve-de la realizzazione, entro l’anno in corso, di un primo livello di sinergie di funzionamento edi presidio del territorio nell’ambito della distribuzione del gas e dell’energia elettrica.Enel prevede di sviluppare ulteriormente la propria presenza nella distribuzione di gasnaturale, proseguendo nell’acquisizione di distributori locali, prevalentemente nelle areein grado di assicurare una significativa sovrapposizione con le attività del business elet-trico, sfruttandone le sinergie.

Cessione delle reti distributive delle aree urbaneNel corso del primo semestre 2001 sono proseguite le operazioni finalizzate alla cessio-ne della rete elettrica di Enel Distribuzione alle aziende municipalizzate più importanti(ACEA, AEM Torino, AEM Milano, AGSM Verona) che ne hanno fatto richiesta.In particolare, in data 27 giugno è stato sottoscritto l’accordo per la cessione ad ACEAdelle reti e delle attività di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Roma e Formello,a far data dal 1° luglio 2001, per un corrispettivo di 568 milioni di euro. Il Collegio degli arbitratori nominato per la cessione ad AEM Milano delle reti e delle atti-vità di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Milano e Rozzano ha stabilito in423 milioni di euro il prezzo di cessione del ramo. Enel, non ritenendo equo il corri-spettivo, ha impugnato in sede giudiziale il provvedimento del Collegio, avviando uncontenzioso per la manifesta erroneità ed iniquità del giudizio.Con riferimento alla rete di Torino, il Collegio ha concluso i lavori il 30 luglio 2001 indi-cando all’unanimità una valutazione del ramo d’azienda pari a 248 milioni di euro. EnelDistribuzione avvierà a breve le attività necessarie al trasferimento.Nel mese di giugno 2001 ha preso avvio l’attività del Collegio degli arbitratori per la valu-tazione della rete Enel localizzata nella città di Verona. Dalle indicazioni preliminari si puòritenere che le determinazioni finali saranno disponibili nel prossimo autunno.

Accordo con la Regione Valle d’AostaNel rispetto degli impegni assunti da Enel nell’accordo quadro stipulato con la RegioneAutonoma Valle d’Aosta e la FinAosta, in data 1° dicembre 2000 è stata realizzata lascissione del ramo aziendale avente per oggetto l’esercizio dell’attività di distribuzionee vendita di energia elettrica nella Regione Valle d’Aosta, con beneficiaria la neocosti-tuita società Valdis, interamente posseduta da Enel. In data 1° giugno 2001 Valdis haconferito il ramo in oggetto alla Deval nella quale FinAosta ha acquisito una quota parial 49% sulla base di una valutazione del ramo d’azienda di circa 80 milioni di euro.

Nel semestre sono proseguite le attività necessarie all’avvio operativo delle società costitui-te dalla Sei nel settore immobiliare in partnership con operatori internazionali di primo piano. Con riferimento a Immobiliare Foro Bonaparte, società di cui Sei possiede il 49% dopo aver-ne ceduto il 51% ad American Continental Properties, è stata completata, nel mese di marzo,l’operazione di trasferimento di alcuni immobili su cui lo Stato aveva il diritto di prelazione(per un valore di perizia pari a circa 55 milioni di euro). Le immobilizzazioni complessiva-mente trasferite all’Immobiliare Foro Bonaparte ammontano a 543 milioni di euro. ImmobiliareRio Nuovo (società di cui Sei possiede il 49%, avendone ceduto il 51% a una socità del grup-po Deutsche Bank) ha ricevuto in conferimento con efficacia 1° maggio 2001 immobili perun valore di 344 milioni di euro. Altri immobili da conferire, per 47 milioni di euro, sono statisottoposti al diritto di prelazione dello Stato per il particolare interesse storico-artistico.

Distribuzione di energia elettrica

Joint venture nel settore immobiliare

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Acquedotto PuglieseCon il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 9 marzo 2000, su propostadel Ministero del Tesoro, proprietario del 100% dell’Acquedotto Pugliese, è stata dispo-sta la vendita dell’intera partecipazione ad Enel e la relativa procedura. Il citato decretoha stabilito che il prezzo di vendita fosse determinato da un collegio di tre valutatori indi-pendenti scelti rispettivamente dal Tesoro (Mediocredito Centrale), dall’Enel (CSFB) eduno congiuntamente dai due precedentemente indicati (Ernst & Young).Nell’aprile del 2001 il collegio ha determinato a maggioranza il prezzo di cessione diAcquedotto Pugliese registrando il dissenso del Mediocredito Centrale che non ha espres-so la propria stima di minoranza ma ha soltanto eccepito le risultanze. Successivamente il Ministero del Tesoro ed il precedente Governo hanno avviato for-malmente con Enel le attività propedeutiche per la finalizzazione della procedura di ven-dita, non ancora conclusa.Nelle more Enel ha valutato la possibilità di acquistare la società Southern Water; l’ope-razione non è stata però portata a termine.

Nel campo del trading dei combustibili, nel quale il Gruppo opera tramite la societàEnel.FTL, si segnala l’acquisizione nel mese di giugno della Masefield Coal AG, societàdi diritto svizzero attiva nel trading internazionale del carbone con un fatturato annuodi circa 180 milioni di euro, per un valore complessivo di circa 12 milioni di euro. Detta società controlla al 100% la società di servizi inglese Atezada Ltd. e detiene l’u-sufrutto del 60% delle azioni della società colombiana Carbones Colombianos del CerrejonSA, concessionaria di una miniera di carbone in Colombia che costituisce una delle fontidi approvvigionamento della Masefield Coal. Le riserve accertate sono pari a 20 milionidi tonnellate di carbone di ottima qualità.

Settore idrico

Trading dei combustibili: acquisizione della Masefield Coal AG

Aree di attività

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I dati sotto riportati derivano dalla riclassificazione delle situazioni contabili predispostedalle singole società del Gruppo, previa eliminazione delle interferenze di natura fiscalee armonizzazione con i princípi adottati dalla Capogruppo.Il raggruppamento delle “altre attività” è analizzato nelle sue principali componenti nel-l’ambito del relativo capitolo.

Risultati economici per area di attività

Milioni di euro Ricavi Margine operativo lordo

1° semestre 2001 1° semestre 2000 Variazione 1° semestre 2001 1° semestre 2000 Variazione

Settore elettricoProduzione 6.489 5.502 987 2.498 2.032 466Trasmissione 376 345 31 235 200 35Distribuzione e vendita 11.173 6.981 4.192 1.562 1.498 64Totale 18.038 12.828 5.210 4.295 3.730 565

Telecomunicazioni (1) 1.339 809 530 (136) (298) 162Altre attività 2.475 928 1.547 237 212 25Capogruppo 2.324 4.877 (2.553) 247 338 (91)Rettifiche ed elisioni (9.885) (7.500) (2.385) (27) (39) 12

TOTALE 14.291 11.942 2.349 4.616 3.943 673

Milioni di euro Risultato operativo ante amm.to differenze di consolidamento (2) Risultato operativo

1° semestre 2001 1° semestre 2000 Variazione 1° semestre 2001 1° semestre 2000 Variazione

Settore elettricoProduzione 1.771 1.330 441 1.769 1.330 439Trasmissione 117 85 32 117 85 32Distribuzione e vendita 743 592 151 743 592 151Totale 2.631 2.007 624 2.629 2.007 622

Telecomunicazioni (1) (449) (475) 26 (595) (602) 7Altre attività 124 122 2 110 121 (11)Capogruppo 233 304 (71) 233 304 (71)Rettifiche ed elisioni (27) (40) 13 (27) (40) 13

TOTALE 2.512 1.918 594 2.350 1.790 560

(1) I dati del primo semestre 2000 includono quelli di WIND riferiti all’intero semestre, quelli di Infostrada relativi al secondo trimestre e gli effetti correlati alla suaacquisizione.

(2) Le differenze di consolidamento si riferiscono alle acquisizioni di Infostrada, del 5,63% di WIND, delle società di distribuzione del gas e della CHI Energy Inc.Il risultato operativo dei vari settori di attività è qui esposto al lordo delle quote di ammortamento di tali differenze.

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L’attività di produzione di energia elettrica è svolta nell’ambito del Gruppo Enel dalleseguenti società:

• Enel Produzione (generazione termoelettrica e idroelettrica), Erga, CHI Energy Inc. eEGI (attive nel campo delle energie rinnovabili, la prima in Italia e le altre due nel con-tinente americano) destinate a rimanere all’interno del Gruppo;

• Eurogen, Elettrogen e Interpower destinate ad essere cedute.

Nell’ambito del programma di cessione delle tre società di cui sopra, il primo semestredel 2001 ha visto lo svolgersi delle fasi cruciali per la vendita di Elettrogen, definita il 23luglio 2001 con l’assegnazione del 100% delle azioni al consorzio Endesa, per un cor-rispettivo di 2.630 milioni di euro. Il trasferimento della partecipazione è fissato per il 20settembre 2001. Nel frattempo sono state avviate le attività per la cessione di Eurogen,per la quale sono previste le manifestazioni di interesse nel corso del mese di settembre.Inoltre Valgen, che aveva ricevuto nel dicembre 2000, da Enel Produzione, l’assegna-zione per scissione del ramo aziendale relativo alla generazione di energia elettrica nellaRegione Valle D’Aosta, con effetto dal 1° giugno 2001, ha a sua volta conferito le sud-dette attività alla Geval, le cui azioni sono state interamente cedute da Valgen a FinAosta(la società finanziaria della Regione Valle D’Aosta) sulla base di un valore del ramo d’a-zienda di circa 780 milioni di euro.

Sul versante interno, nel primo semestre 2001 sono proseguite le attività di riassetto edi ridefinizione dei perimetri di attività. Per ottimizzare l’allocazione degli impianti idroelettrici tra le società di produzione, il 1°febbraio 2001 si è proceduto, tramite scissione, al trasferimento da Enel Produzione aErga di 18 centrali idroelettriche (per 430 MW di potenza installata) e di un posto di tele-conduzione, per un valore netto contabile complessivo di 108 milioni di euro. A sua voltaErga ha ceduto a Enel Produzione 9 centrali idroelettriche (per 18 MW di potenza instal-lata) per un valore complessivo di 5 milioni di euro.

Nell’ambito della strategia di crescita del Gruppo nel campo delle energie rinnovabili,dopo l’acquisizione avvenuta nel dicembre 2000 di CHI Energy Inc., leader americanonella produzione indipendente di energia da fonti rinnovabili, in data 8 giugno 2001 èstata finalizzata l’acquisizione di Energia Global International Ltd. (EGI), società che operanel medesimo settore in Centro e Sud America. La società, acquisita per un corrispetti-vo pari a 57,5 milioni di dollari, ha in esercizio due impianti idroelettrici e un impiantoeolico in Costa Rica, per un totale di 54 MW di potenza installata e due impianti idroe-lettrici in Cile per 88 MW. Sono inoltre in fase di realizzazione tre impianti idroelettriciper complessivi 104 MW in Costa Rica e Guatemala.

Settore elettrico

Produzione

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I principali dati economici del primo semestre 2001 e 2000 per ognuna delle società del-l’area produzione e il capitale investito netto del settore sono i seguenti:

I valori sopra evidenziati non includono EGI Ltd. che è stata consolidata unicamente nelloStato patrimoniale, essendo stata acquisita alla fine del semestre.

I ricavi del primo semestre 2001 sono in crescita di 987 milioni di euro (+17,9%) rispet-to a quelli dello stesso periodo del 2000 per effetto principalmente dei seguenti fattori:

• la definizione dal 2001 di un prezzo di cessione unico, indipendente dalla fonte di pro-duzione, che considera anche la quota a copertura dei costi variabili di produzione, inprecedenza erogata dalla Cassa Conguaglio Settore Elettrico per la sola energia di pro-duzione termoelettrica. I maggiori ricavi che ora derivano dalla vendita di energia idroe-lettrica, prodotta da impianti che non rientrano nel perimetro del provvedimento CIPn. 6/92, sono in parte oggetto di restituzione attraverso i maggiori oneri di accessoalla rete di trasmissione (restituzione della cosiddetta “rendita idroelettrica”), concor-rendo a determinare il notevole incremento dei costi operativi;

• l’incremento unitario, rispetto al primo semestre 2000, della componente del prezzodi vendita dell’energia destinata a remunerare i costi variabili di produzione, passatoda una media di 3,63 centesimi di euro per kWh nei primi sei mesi del 2000 a 4,80centesimi di euro nel primo semestre del 2001 (+32,2%) essendo quest’ultimo deter-

1° semestre 2001

Enel TotaleProduzione CHI Elisioni e area

Milioni di euro e Valgen Eurogen Elettrogen Interpower Erga Energy rettifiche produzione

Ricavi 4.373 834 635 234 396 29 (12) 6.489Costi operativi 2.714 539 422 153 162 13 (12) 3.991Margine operativo lordo 1.659 295 213 81 234 16 - 2.498Ammortamenti e accantonamenti 483 57 85 24 74 4 - 727Risult. oper. ante amm.to differenze di consolidamento 1.176 238 128 57 160 12 - 1.771Ammortamento differ. di consolid. - - - - - 2 - 2Risultato operativo 1.176 238 128 57 160 10 - 1.769

Capitale investito netto al 30.06.2001 15.184

1° semestre 2000

TotaleEnel Elisioni e area

Milioni di euro Produzione Eurogen Elettrogen Interpower Erga rettifiche produzione

Ricavi 3.599 723 683 292 218 (13) 5.502Costi operativi 2.251 524 438 189 81 (13) 3.470Margine operativo lordo 1.348 199 245 103 137 - 2.032Ammortamenti e accantonamenti 469 53 85 24 71 - 702Risultato operativo 879 146 160 79 66 - 1.330


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minato sulla base dei prezzi dei combustibili della seconda parte del 2000, caratteriz-zata da quotazioni medie particolarmente elevate. Tale aumento è quindi risultatosuperiore rispetto al calo quantitativo della produzione termoelettrica, scesa nel seme-stre del 13,6% rispetto a quella dello stesso periodo del 2000, contribuendo all’in-cremento dei ricavi;

• la rilevazione nel primo semestre del 2001 di contributi pregressi sulla produzione daimpianti incentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92 per 243 milioni di euro;

• la proventizzazione degli accantonamenti effettuati nell’esercizio 2000 per un totaledi 117 milioni di euro a fronte della stima di oneri per stranded cost e il cui presup-posto è venuto meno con l’emanazione delle recenti normative da parte del Ministerodell’Industria e dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas;

• l’impatto, di segno opposto rispetto a quelli descritti ai punti precedenti, derivantedalla riduzione di circa 0,52 centesimi di euro (lire 10) al kWh operata dall’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas sulla componente del prezzo dell’energia destinata allaremunerazione dei costi fissi di produzione, nonché dal calo del volume complessivodella produzione (-5.583 milioni di kWh, pari a -6,1%).

I costi operativi registrano nel loro complesso una crescita di 521 milioni di euro (+15,0%),di cui 489 milioni di euro per gli oneri di accesso alla rete di trasmissione, corrisposti neiprimi sei mesi del 2001 a titolo di parziale retrocessione della cosiddetta “Rendita idroe-lettrica”. La parte restante include principalmente i costi operativi della CHI Energy Inc.,consolidata nel 2001, per 13 milioni di euro e maggiori oneri per imposte locali. I con-sumi di combustibili sono pari a 2.607 milioni di euro, sostanzialmente in linea con quel-li del primo semestre 2000 (2.612 milioni di euro), pur in presenza di un calo della pro-duzione termoelettrica del 13,6%. Ciò è dovuto al maggior costo del combustibile con-sumato, che risente dell’apprezzamento del dollaro USA e dei più elevati prezzi del car-bone all’origine.

Il margine operativo lordo, pari a 2.498 milioni di euro, registra una crescita di 466 milio-ni di euro (+22,9%) rispetto al corrispondente periodo del 2000. Hanno contribuito in modo significativo all’incremento, il riconoscimento di 243 milionidi euro per contributi pregressi sulla produzione da impianti incentivati ex ProvvedimentoCIP n. 6/92 e la proventizzazione del preesistente accantonamento per stranded cost di117 milioni di euro. I benefíci derivanti dalla crescita della componente del prezzo dell’e-nergia destinata alla copertura dei costi variabili di produzione, unitamente al maggiorutilizzo di combustibili meno pregiati (principalmente carbone) e al favorevole andamen-to della produzione idroelettrica hanno consentito non solo di assorbire appieno l’impat-to derivante dalla citata riduzione tariffaria sulla componente relativa ai costi fissi e quel-lo derivante dai maggiori oneri di accesso alla rete di trasmissione (restituzione della “ren-dita idroelettrica”), ma anche di contribuire alla crescita del margine operativo lordo.

Il risultato operativo sale nel semestre di 439 milioni di euro (+33,0%), scontando mag-giori ammortamenti e accantonamenti per 27 milioni di euro.

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La produzione netta di energia del Gruppo Enel, in Italia, nel corso del primo semestre2001 è stata pari a 86.071 milioni di kWh, con un decremento del 6,1% rispetto ai primisei mesi dell’esercizio precedente.

Milioni di kWh


Produzione netta:Termoelettrica 62.141 72,2% 71.951 78,5% (9.810) -13,6%Idroelettrica 21.708 25,2% 17.548 19,2% 4.160 23,7%Geotermoelettrica 2.163 2,5% 2.139 2,3% 24 1,1%Altre fonti 59 0,1% 16 0,0% 43 268,8%

TOTALE 86.071 100,0% 91.654 100,0% (5.583) -6,1%

La fonte principale rimane quella termoelettrica, nonostante il suo contributo scenda al72,2% del totale, rispetto al 78,5% del primo semestre 2000. Nel primo semestre del2001 si è verificato un forte incremento della produzione idroelettrica, che si attesta al25,2% del totale, con una crescita del 23,7% rispetto al semestre di confronto, dovutaalla maggiore idraulicità del periodo. Le altre fonti, pur rappresentando una quota esi-gua del totale, registrano un forte incremento del loro contributo in termini assoluti. Con riferimento alla produzione termoelettrica, il seguente prospetto riporta il contri-buto delle singole tipologie di combustibile alla produzione termoelettrica lorda:

Milioni di kWh


Produzione termica lorda:Olio combustibile pesante (S>0,5%) 18.383 27,6% 22.654 29,5% (4.271) -18,9%Olio combustibile leggero (S<0,5%) 5.818 8,8% 8.605 11,2% (2.787) -32,4%Totale olio combustibile 24.201 36,4% 31.259 40,7% (7.058) -22,6%

Gas naturale 23.744 35,7% 29.262 38,1% (5.518) -18,9%Carbone 15.250 22,9% 12.174 15,8% 3.076 25,3%Gasolio 12 - - - 12 -Orimulsion 3.272 4,9% 3.818 5,0% (546) -14,3%Altri combustibili 85 0,1% 298 0,4% (213) -71,5%

TOTALE 66.564 100,0% 76.811 100,0% (10.247) -13,3%

Il mix dei combustibili consumati nel primo semestre del 2001 evidenzia uno sposta-mento a favore del carbone, la cui incidenza si porta al 22,9% del totale (rispetto al15,8% dei primi sei mesi del 2000) in quanto la riduzione della produzione termoelet-trica ha riguardato gruppi generatori alimentati a olio combustibile e a gas. Il maggiorimpiego del carbone è reso possibile dai rilevanti investimenti effettuati in opere di ambien-talizzazione che consentono di ridurre a livelli minimi le emissioni nell’atmosfera.

La produzione netta della CHI Energy Inc. nei primi sei mesi del 2001 è stata pari a 331milioni di kWh, di cui 287,7 milioni di kWh di origine idroelettrica e 43,3 milioni di kWhda impianti eolici.

Produzione di energia e consumo di combustibili

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Nel primo semestre 2001 sono stati effettuati investimenti per 257 milioni di euro, afronte dei 264 milioni di euro dello stesso periodo del 2000, così suddivisi:

Milioni di euro


Impianti termoelettrici 175 181 (6) -3,3%Impianti idroelettrici 37 56 (19) -33,9%Impianti geotermici 25 26 (1) -3,8%Impianti con fonti alternative 20 1 19 -

TOTALE 257 264 (7) -2,7%

I lavori di maggior rilievo del semestre hanno riguardato gli interventi finalizzati alla tra-sformazione in ciclo combinato delle centrali di La Casella, Porto Corsini, La Spezia (sezio-ni 1 e 2), Pietrafitta (Enel Produzione) e Ostiglia (Elettrogen).

La potenza efficiente netta degli impianti al 30 giugno 2001 risulta pari a 55.962 MW,così suddivisa:

MW

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Termoelettrici 38.838 38.838 -Idroelettrici 16.397 17.145 (748)Geotermici 631 595 36Eolici e fotovoltaici 96 31 65

TOTALE 55.962 56.609 (647)

La riduzione degli impianti idroelettrici riflette la cessione, a far data dal 1° giugno 2001,delle attività di generazione in Valle d’Aosta.

Il prospetto seguente mostra la potenza efficiente netta degli impianti del Gruppo Enelal 30 giugno 2001 ripartita per società:

Investimenti e impianti

MW Enel Produzione Eurogen Interpower Elettrogen Erga CHI Energy EGI al 30.06.2001

Termoelettrici 25.624 6.242 2.548 4.424 - - - 38.838 Idroelettrici 12.881 766 63 1.014 1.402 149 122 16.397 Geotermici - - - - 631 - - 631 Eolici e fotovoltaici - - - - 33 39 24 96

TOTALE 38.505 7.008 2.611 5.438 2.066 188 146 55.962

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Il personale impiegato nell’area della produzione al 30 giugno 2001 era pari a 17.381dipendenti, a fronte di 17.930 addetti alla fine del 2000, con una riduzione netta di 549unità (pari al 3%).Le variazioni intervenute includono l’incremento di 37 dipendenti dovuto all’acquisizio-ne di EGI e la diminuzione di 245 dipendenti a seguito della cessione delle attività digenerazione in Valle d’Aosta.La rimanente riduzione di 341 dipendenti è da riferire in prevalenza ai provvedimenti diesodo incentivato.Nel semestre sono proseguite presso diverse società dell’area le attività di formazione edaddestramento del personale che si propongono come obiettivi principali:• favorire il processo di cambiamento organizzativo e culturale;• favorire la consapevolezza del ruolo ricoperto;• sviluppare nuove competenze;• supportare lo spostamento interno delle risorse in nuove funzioni;• mantenere aggiornate le professionalità esistenti.

Sul piano delle politiche retributive si sono attuati interventi orientati a creare una sem-pre maggiore integrazione con i modelli di valutazione delle risorse, consistenti nell’ap-plicazione di un sistema di assegnazione di obiettivi e di incentivi individuali che focaliz-za le capacità dei singoli su attività di particolare rilevanza per la crescita aziendale.

Allo stato attuale sembra prevedibile uno slittamento all’esercizio 2002 dell’avvio dellaBorsa dell’Energia, che porterà da un regime di prezzi regolamentato ad un regime diprezzi regolato da domanda e offerta, e l’inizio dell’operatività dell’Acquirente Unicoquale garante delle forniture ai clienti vincolati.Nell’esercizio 2001 proseguirà l’ottimizzazione del mix utilizzato ed il miglioramento ope-rativo del rendimento degli impianti per ridurre il costo dei combustibili consumati.Proseguiranno inoltre le azioni atte alla riduzione del costo del lavoro, nonché le azionidi razionalizzazione dell’utilizzo di risorse esterne.Sul fronte degli investimenti continueranno le attività volte alla conversione in ciclo com-binato di vari impianti termici alimentati ad olio combustibile, oltre agli interventi dimiglioramento del parco impianti, a livello sia di impatto ambientale sia di efficienza difunzionamento.

Personale e organizzazione

Prevedibile evoluzione della gestione

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Terna è proprietaria della rete di trasmissione nazionale ed è responsabile delle attività diesercizio, manutenzione e sviluppo della stessa sulla base delle indicazioni del Gestore dellaRete di Trasmissione Nazionale. Quest’ultimo, interamente controllato dal Ministero delTesoro, è responsabile delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia, nonchédella gestione unificata della rete di trasmissione nazionale. Le attività di competenza delGestore della Rete e di Terna saranno regolamentate con una convenzione, attualmentein corso di redazione, da stipulare tra le parti entro il 2001, sulla base della convenzionetipo prevista dal decreto del Ministro dell’Industria emanato in data 22 dicembre 2000. Il Gestore della Rete riconosce a Terna i corrispettivi stabiliti dall’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas tenuto conto della copertura dei costi d’esercizio e manutenzione e dellaremunerazione degli investimenti. Non essendo ancora definiti i parametri di riferimentoper l’esercizio 2001, per il primo semestre dell’esercizio si è proceduto all’accertamento deiricavi di competenza sulla base di stime elaborate dallo stesso Gestore della Rete. Nell’ambito della strategia di consolidamento dell’attività nel campo della manutenzio-ne e realizzazione degli impianti di alta tensione, il primo semestre del 2001 è stato carat-terizzato dall’acquisizione del ramo di azienda relativo alla manutenzione della rete dialta tensione dalla società Enel Distribuzione. Sono state inoltre sviluppate nuove opportunità in ambiti non regolamentati, facendo levasul patrimonio tecnologico posseduto in termini sia di soluzioni impiantistiche sia di com-petenze maturate dal personale nell’esercizio e nella manutenzione degli impianti stessi.

I principali dati economici di Terna relativi al primo semestre del 2001 e del 2000, oltreal capitale investito netto, sono così sintetizzati:

Milioni di euro 1° semestre

2001 2000 Variazione

Ricavi 376 345 31Costi operativi 141 145 (4)Margine operativo lordo 235 200 35Ammortamenti e accantonamenti 118 115 3Risultato operativo 117 85 32

Capitale investito netto 3.273 3.212 (1)

(1) Dato al 31.12.2000.

I ricavi registrano nel complesso un aumento di 31 milioni di euro rispetto al primo seme-stre 2000 attribuibile essenzialmente al corrispettivo riconosciuto per l’utilizzo della retedi trasmissione nazionale (pari a 354 milioni di euro). Nel 2000, infatti, tale elemento diricavo era riferito alla sola quota relativa al mercato vincolato di Enel Distribuzione, men-tre nell’esercizio in corso comprende anche le quote relative al mercato libero e a quel-lo vincolato degli altri distributori di energia.Gli altri ricavi, che non subiscono variazioni sostanziali rispetto al primo semestre dell’e-sercizio precedente, comprendono 13 milioni di euro relativi a prestazioni a società delGruppo, 5 milioni di euro di contributi per allacciamenti e aumenti di potenza, e 4 milio-ni di euro riferiti a prestazioni effettuate a terzi. I costi operativi, in leggera diminuzione rispetto ai primi sei mesi del 2000, sono costi-tuiti essenzialmente dal costo del lavoro, pari a 79 milioni di euro (in linea con il primosemestre dell’esercizio precedente) e dai costi per servizi, godimento beni di terzi e oneridiversi di gestione pari a 62 milioni di euro (rispetto ai 66 milioni di euro del primo seme-stre 2000). Gli ammortamenti ammontano a 116 milioni di euro e gli accantonamenti esvalutazioni a 2 milioni di euro.

Trasmissione

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Gli investimenti effettuati nel corso dei primi sei mesi del 2001 ammontano a 30 milio-ni di euro, in evidente diminuzione rispetto al primo semestre 2000 nel quale ammon-tavano a 107 milioni di euro.Il calo è stato determinato dalle iniziative di maggior rilievo (collegamento in correntecontinua tra Italia e Grecia, nuovo sistema di controllo e teleconduzione integrato SCTI),giunte alla loro fase di ultimazione.

La consistenza degli impianti di Terna al 30 giugno 2001 è la seguente:

n. km n. km

al 30.06.2001 al 31.12.2000

Stazioni 267 - 261 -Trasformatori 546 - 548 -Stalli 3.609 - 3.588 -Linee - 33.493 - 33.626Terne 1.768 37.073 1.755 37.216

L’incremento delle stazioni deriva dalla messa in esercizio di nuovi punti di consegna. Ildecremento dei chilometri di terne è dovuto principalmente alla messa fuori servizio dellalinea Colunga-Candia di 210 km, parzialmente compensata da allacciamenti a cabineprimarie e nuove linee entrate in servizio nell’area di Napoli.

L’organico della società al 30 giugno 2001 è pari 3.413 dipendenti, a fronte dei 3.001del 31 dicembre 2000. L’incremento è da collegare all’acquisizione del ramo aziendaleda Enel Distribuzione, che ha comportato il trasferimento a Terna di 455 dipendenti.Nel corso del semestre è proseguita l’attività di consolidamento della nuova strutturaorganizzativa basata sui processi del nuovo sistema informativo integrato SAP.

L’evoluzione prevista per il restante periodo del 2001 vede la continuazione della politi-ca intrapresa per la massimizzazione dei ricavi, il contenimento dei costi tramite l’incre-mento di produttività e il miglioramento della qualità del servizio.Per quanto riguarda i ricavi da vettoriamento, acquista forte rilievo la definizione dellaConvenzione con il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, con particolare riferi-mento all’individuazione di modalità transitorie di pagamento del corrispettivo dovuto,per il quale Terna ha ricevuto solo acconti sull’energia vettoriata per Enel Distribuzionenel periodo compreso fra gennaio e aprile.Con riferimento alle attività diversificate gli obiettivi principali per il 2001 sono il raddop-pio del fatturato conseguito nel 2000 per attività verso terzi (gestione impianti in alta ten-sione, ingegneria impiantistica, controlli diagnostici e gestione a distanza della rete).

Investimenti e impianti



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L’attività di distribuzione e vendita di energia elettrica sul mercato vincolato è svolta daEnel Distribuzione e Deval, mentre la vendita sul mercato libero è svolta da Enel Trade.Deval ha ricevuto il 1° giugno 2001 il conferimento del ramo di attività di distribuzionee vendita di energia elettrica sul mercato vincolato nell’ambito territoriale della RegioneValle d’Aosta. Lo stesso ramo era stato assegnato per scissione nel corso dell’esercizio2000 da Enel Distribuzione a Valdis. Al capitale di Deval partecipa per il 49% la finan-ziaria regionale FinAosta.

I risultati economici del primo semestre 2001 (confrontati con quelli dello stesso periododel 2000), unitamente al capitale investito netto del settore, sono così sintetizzati:

1° semestre 2001

Enel Distribuzione Elisioni e Totale areaMilioni di euro e Valdis/Deval Enel Trade rettifiche distribuzione

Ricavi 10.221 972 (20) 11.173Costi operativi 8.700 931 (20) 9.611Margine operativo lordo 1.521 41 - 1.562Ammortamenti e accantonamenti 817 2 - 819Risultato operativo 704 39 - 743


1° semestre 2000

Totale areaMilioni di euro Enel Distribuzione Enel Trade distribuzione

Ricavi 6.464 517 6.981Costi operativi 4.986 497 5.483Margine operativo lordo 1.478 20 1.498Ammortamenti e accantonamenti 905 1 906Risultato operativo 573 19 592


Distribuzione e vendita di energia elettrica

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Il notevole incremento nell’ammontare dei ricavi e dei costi operativi deriva essenzialmentedalla nuova regolamentazione tariffaria del settore, già descritta in precedenza, in base allaquale dal 1° gennaio 2001 i prezzi di acquisto dell’energia e le tariffe di vendita alla clien-tela vincolata inglobano anche la quota di copertura del costo dei combustibili, corrispostain precedenza dalla Cassa Conguaglio alle imprese di generazione. La corrispondente quotadi prezzo pagata dai clienti del mercato vincolato non transitava quindi nel conto econo-mico di Enel Distribuzione, costituendo soltanto una voce di debito verso la Cassa Conguaglio. Al fine di operare un confronto omogeneo tra i ricavi da vendita energia dei due seme-stri di riferimento, nella tabella che segue è stata isolata, per il primo semestre 2001, lacomponente tariffaria destinata alla remunerazione del costo variabile di produzione,che costituisce l’elemento di disomogeneità rispetto al sistema precedente.

Nel primo semestre del 2001 è proseguita la migrazione dei clienti idonei dal mercatovincolato a quello libero. Di conseguenza le quantità vendute dal Gruppo Enel ai clien-ti vincolati sono scese di 12.767 milioni di kWh (-12,4%), confermando l’andamentodei primi tre mesi dell’esercizio nei quali il calo era stato pari al 12,6%. Il Gruppo Enel rimane comunque il principale protagonista del mercato libero, con Enel Tradeleader nelle vendite con una quota di mercato del 37%, ed Enel Distribuzione sulla cui retenei primi sei mesi del 2001 sono stati vettoriati 35,6 miliardi di kWh destinati alla clientelaidonea. I servizi di vettoriamento forniti al mercato libero si affiancano quindi alle tradizio-nali vendite di energia come elemento caratteristico dell’operatività di Enel Distribuzione,consentendo alla società di valorizzare appieno le proprie competenze e infrastrutture.

I ricavi da vendite di energia conseguiti nel primo semestre 2001 da Enel Distribuzionee dalle società Valdis e Deval (che operano esclusivamente in Valle d’Aosta) sono statipari a 9.603 milioni di euro. Di questi, 4.791 milioni di euro rappresentano la nuova com-ponente destinata alla copertura dei costi variabili di produzione e 4.812 milioni di eurola quota omogenea con i ricavi del primo semestre 2000. Assumendo nel confronto soloquest’ultima componente, il calo dei ricavi è pari al 18,7% a fronte di una riduzione dellequantità vendute del 12,4%.Il ricavo unitario medio è diminuito nel complesso del 7,3%, passando da 5,73 centesi-mi di euro nei primi sei mesi del 2000 a 5,31 centesimi di euro nel primo semestre 2001.Il decremento è dovuto al calo delle tariffe conseguente all’introduzione del price cap ealla riduzione di circa 0,52 centesimi di euro (10 lire) al kWh della quota di remunera-zione dei costi fissi di produzione, parzialmente compensati dallo spostamento del mixdelle vendite verso la bassa tensione, che presenta ricavi unitari più elevati. L’analisi delle quantità vendute per livelli di tensione evidenzia un calo marcato dellevendite in alta tensione (pari al 36,1%) e, in misura minore, di quelle in media tensio-ne (-25,0%) per effetto dell’apertura del mercato. Le vendite in bassa tensione cre-scono in modo vivace registrando un tasso di incremento del 3,5% rispetto ai primi seimesi del 2000, in linea con quello del primo trimestre 2001 (+3,6%) e superiore a quel-lo conseguito nell’esercizio 2000 (+2,6%).

Mercato vincolato

Milioni di euro Milioni di kWh c€/kWh Milioni di euro Milioni di kWh c€/kWh Milioni di kWh c€/kWh


Alta tensione 194 9.128 2,13 295 14.274 2,07 -36,1% 2,8%Media tensione 989 28.205 3,51 1.522 37.630 4,04 -25,0% -13,1%Bassa tensione 3.629 53.245 6,82 4.103 51.441 7,98 3,5% -14,5%

4.812 90.578 5,31 5.920 103.345 5,73 -12,4% -7,3%Quota costi variabili 4.791 5,29

TOTALE 9.603 90.578 10,60 5.920 103.345 5,73

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Il calo dei ricavi, considerati sempre al netto della quota destinata alla copertura dei costivariabili di produzione, ha riguardato tutti i comparti, anche se in misura diversa tra loro:• i ricavi in alta tensione risultano inferiori del 34,2% rispetto a quelli del primo seme-

stre 2000, per effetto della già citata contrazione dei volumi venduti, parzialmentecompensati da un lieve incremento del prezzo medio unitario (+2,8%);

• i ricavi in media tensione hanno registrato una riduzione del 35,0%, determinata siadalla riduzione dei volumi di vendita (-25,0%), sia dalla diminuzione del prezzo mediounitario (-13,1%);

• i ricavi in bassa tensione, pur in presenza di una crescita dei volumi di vendita del 3,5%,hanno mostrato una diminuzione dell’11,6%, dovuta alla riduzione del prezzo mediounitario (-14,5%).

Gli altri ricavi, rappresentati dai corrispettivi per il vettoriamento di energia, dai contribu-ti di allacciamento, nonché dai rimborsi per danni arrecati a impianti, vendite di materia-li vari, quote di contributi in conto impianti ecc., si incrementano di 74 milioni di euro,passando da 544 milioni di euro del primo semestre 2000 a 618 milioni di euro dei primisei mesi del 2001. La variazione è determinata da maggiori ricavi per vettoriamenti di 141milioni di euro, compensati in parte da minori contributi di allacciamento per 23 milionidi euro e, per la differenza, da minori risarcimenti per danni e vendite di materiali.

I costi operativi presentano un incremento di 3.714 milioni di euro cui hanno concorsomaggiori costi per acquisto energia di 3.794 milioni di euro, indotti dalle già citate modi-fiche del sistema tariffario e al netto dei minori esborsi per la riduzione delle quantità acqui-state, parzialmente compensati dalla riduzione degli altri costi per 80 milioni di euro. Taleriduzione, rappresentata principalmente dal costo del lavoro (-46 milioni di euro) e deimateriali (-29 milioni di euro), riflette i benefíci delle azioni di razionalizzazione intraprese.

Il margine operativo lordo cresce, rispetto al primo semestre del 2000, di 43 milioni di euro(+2,9%) in quanto i benefíci apportati dai proventi per il vettoriamento di energia sul mer-cato libero e dai risparmi sui costi operativi hanno permesso di fronteggiare con successola riduzione dei margini tariffari indotta dal price cap (-1,9%) e dai minori volumi.

Il risultato operativo migliora di 131 milioni di euro (+22,9%), sommando all’incremen-to del margine operativo lordo, minori ammortamenti e accantonamenti per 88 milionidi euro. La riduzione degli ammortamenti riflette principalmente la riduzione della spesaper investimenti attuata a partire dal 1997 grazie al contenimento dei costi dei materialie all’aumento dell’efficienza costruttiva.

Nel primo semestre del 2001 è proseguita la crescita del mercato libero dell’energia, inparticolare per la costituzione di consorzi di piccoli consumatori che hanno continuatoa formarsi per beneficiare delle migliori condizioni economiche del mercato libero. I sitiregistrati come “idonei” presso l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas sono pari a8.563 (7.151 quelli appartenenti a consorzi) con un consumo annuo, riferito all’anno2000, pari a 101,3 miliardi di kWh.Nel corso del 2000, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha emanato alcuni provve-dimenti che hanno profondamente innovato l’assetto del mercato elettrico italiano, attri-buendo da gennaio 2001 in maniera diversa dal passato, alcune fonti di energia al mer-cato libero ed al mercato vincolato. In particolare, la Delibera 223 del dicembre 2000 haimposto l’immissione sul mercato libero dell’energia cosiddetta “CIP 6”, da assegnaremediante aste competitive bandite dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale.Inoltre, lo scenario dell’attribuzione dell’energia di provenienza estera, che formalmen-te prevedeva già dallo scorso anno l’assegnazione di capacità mediante il meccanismo

Mercato libero

Milioni di euro Milioni di kWh c€/kWh Milioni di euro Milioni di kWh c€/kWh Milioni di kWh c€/kWh


Alta tensione 555 8.357 6,64 404 8.063 5,02 3,6% 32,3%Media e bassa tensione 416 4.685 8,88 111 1.641 6,77 185,5% 31,2%

TOTALE 971 13.042 7,45 515 9.704 5,31 34,4% 40,3%

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dell’asta competitiva, si è evoluto nel 2001 verso un’assegnazione pro quota della capa-cità di importazione a tutti i richiedenti, introducendo un limite massimo per operatoree la possibilità di una successiva compravendita fra operatori e clienti del mercato libe-ro di bande di capacità prefissata.Nonostante tutti i provvedimenti indicati, volti ad aumentare la quantità di energia sulmercato libero in modo da soddisfare le necessità dei clienti idonei, lo sbilanciamentofra domanda e offerta ha contenuto il mercato libero effettivo al 30 giugno 2001 ad unadimensione di circa 36,7 miliardi di kWh e ne ha determinato una frammentazione frale fonti competitive che ha notevolmente ridotto le quote dei singoli operatori. In questo contesto Enel Trade, nel primo semestre del 2001, ha fornito energia a 2.270siti, di cui 1.886 appartenenti a consorzi, per un volume complessivo di vendita pari a13.042 milioni di kWh, riuscendo così a mantenere la leadership sul proprio mercato,con una quota di circa il 37%. Nel primo semestre 2001, inoltre, Enel Trade ha servito,oltre che i tradizionali segmenti di clientela in alta e in media tensione, anche i primiclienti idonei con impianti in bassa tensione.

Il dettaglio delle vendite di Enel Trade nel primo semestre 2001 è il seguente:

Le quantità vendute sono cresciute nel complesso di 3.338 milioni di kWh (+34,4%),quasi interamente concentrati sulla media tensione per l’ingresso nel mercato libero dinumerosi clienti riuniti in consorzi. La dinamica più contenuta delle vendite in alta ten-sione consegue anche alla scelta di molti utilizzatori di effettuare acquisti diretti tramitele aste indette dal Gestore della Rete.I ricavi da vendite di energia (che costituiscono in pratica la totalità dei proventi di EnelTrade nel settore elettrico) evidenziano un incremento di 456 milioni di euro (+88,5%)indotto dalle maggiori quantità vendute, dalla crescita dei ricavi unitari (+40,3% in media)e da un mix più concentrato sulla media tensione che ha prezzi di vendita superiori.L’aumento dei prezzi di vendita ha risentito della crescita dei parametri legati ai costivariabili di produzione.L’aumento dei costi operativi, rappresentati essenzialmente dagli acquisti di energia edai vettoriamenti passivi, è stato pari a 434 milioni di euro (+87,3%), meno che pro-porzionale rispetto all’aumento dei ricavi, determinando quindi il raddoppio del margi-ne operativo lordo, passato da 20 milioni di euro a 41 milioni di euro (+105,0%). Il risul-tato operativo è in linea con tale incremento, passando da 19 milioni di euro nei primisei mesi del 2000 a 39 milioni di euro nello stesso periodo del 2001.

Alla fine del 1999 l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha emanato la Deliberazionen. 201/99 concernente la disciplina sugli standard di qualità commerciale dei servizidi distribuzione e di vendita dell’energia elettrica con la quale ha suddiviso i livelli diqualità del servizio in specifici e generali, ha stabilito i tempi massimi per le diverseprestazioni e ha previsto rimborsi automatici per mancato rispetto dei livelli specifici.Nel primo semestre 2001 gli indicatori specifici di qualità del servizio relativi alla bassatensione confermano il sostanziale rispetto degli standard e il trend di miglioramentorispetto al secondo semestre del 2000. Nel 99,79% dei casi, infatti, le operazioni moni-

Qualità e continuità del servizio alla clientela

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torate dagli indicatori specifici sono state attuate nei tempi previsti dalla Deliberazionen. 201/99. Nel corso del primo semestre 2001 il servizio Eneltel, che consente di comunicare diretta-mente via telefono la lettura del contatore e ottenere l’addebito in bolletta dei consumi real-mente effettuati, ha avuto un notevole sviluppo rispetto allo stesso periodo dell’anno pre-cedente (+16,6%), anche attraverso una campagna di sensibilizzazione della clientela checonsentirà un ulteriore miglioramento nel secondo semestre. Infine nel corso del primosemestre 2001, Enel Distribuzione ha avviato un proprio sito in cui la clientela può usufrui-re di vari servizi, tra cui le operazioni contrattuali, la segnalazione della lettura e la possibi-lità di pagare la bolletta con carta di credito. Il numero di operazioni svolte su tale sito ammon-ta già nel primo semestre a circa 13.000, ed il numero dei clienti registrati a circa 40.000.

Con le Delibere n. 128/99 e n. 202/99 l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas ha rego-lamentato la rilevazione dei dati di continuità del servizio elettrico ed ha di fatto stabili-to, per ciascun anno a partire dal 2000 fino al 2003, “livelli tendenziali di riferimento”che fissano un trend di miglioramento progressivo di qualità del servizio elettrico per cia-scuna provincia, sulla base dei dati comunicati dalle società stesse per il biennio 1998-1999. L’obiettivo è quello di avvicinare progressivamente il servizio di distribuzione elet-trica del nostro Paese ai migliori standard europei e di ridurre nel contempo il divarioqualitativo tra le diverse aree geografiche. Allo scopo di incentivare miglioramenti superiori rispetto ai trend fissati, l’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas ha stabilito inoltre un sistema di premi e penali a carico delleaziende, sulla base dei risultati conseguiti in ciascun anno.L’indicatore assunto per misurare la qualità del servizio elettrico è la durata cumulatamedia delle interruzioni per cliente in bassa tensione, calcolata per ciascuna area terri-toriale (definita in base alla concentrazione di clientela in tre tipologie: alta, media ebassa concentrazione), in ognuna delle circa 100 province italiane. Nel 2000 la durata media delle interruzioni del servizio a livello nazionale si è ridotta dicirca l’8% rispetto al 1999. Questa media esclude le regioni della Calabria, Campania eSicilia, per le quali si sono presentati alcuni problemi nella rilevazione realistica e accu-rata dell’informazione per il 1999. Enel Distribuzione ha avvisato l’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas di tale “non correttezza” nel mese di novembre 2000. Successivamente, con Deliberazione 99/01 del 3 maggio 2001, l’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas ha irrogato una sanzione amministrativa pecuniaria di lire 90 miliardinei confronti di Enel Distribuzione per aver fornito informazioni inesatte riguardo l’am-montare e la durata delle interruzioni del servizio nelle Regioni della Campania, Calabriae Sicilia nel 1998 e 1999.In data 15 giugno 2001, Enel Distribuzione ha effettuato il pagamento dell’oblazione,ex art.16 della legge n. 689/81, per l’importo di lire 101.000.000.In data 2 luglio 2001, è stato proposto ricorso al TAR Lombardia chiedendo, in via prin-cipale, l’accertamento dell’avvenuta estinzione, a seguito del pagamento dell’oblazio-ne, degli obblighi conseguenti alla Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gasn. 99/01 del 3 maggio 2001; in subordine, l’annullamento o la modifica della deliberacitata per manifesta sproporzionalità, in ordine alla quantificazione, della sanzione appli-cata, nonché per iniquità della stessa.In conformità alle richieste dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, nel corso del 2001Enel Distribuzione ha lavorato intensamente, sia per adeguare i propri sistemi di rilevazionedati alle nuove prescrizioni, migliorandone l’accuratezza e la qualità, sia per mettersi in con-dizione di conseguire risultati di continuità del servizio nel rispetto degli standard stabiliti.L’intero programma operativo di interventi sulla rete di alta, media e bassa tensione,avviato nel 2000, è stato pianificato su un orizzonte pluriennale e tiene conto della situa-zione attuale del servizio elettrico abbastanza differenziata, con le Regioni del Nord che,nel complesso, presentano una buona qualità, rispetto alle Regioni del Sud, con un livel-

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lo di servizio ancora inadeguato. In base a ciò sono state adeguate le risorse finanziarieprevisionali per il prossimo quinquennio, specificamente dedicate agli investimenti sullacontinuità del servizio.

La spesa sarà principalmente finalizzata:• alla realizzazione entro il 2003 di importanti innovazioni tecnologiche nel campo del

telecontrollo e dell’automazione delle reti di media tensione;• alla realizzazione di un assetto strutturale di rete funzionale a garantire la piena effi-

cacia del sistema di telecontrollo;• al potenziamento dell’isolamento elettrico delle linee, nonché al fisiologico rifacimen-

to degli impianti vetusti.

Agli investimenti suddetti, nel 2001 e negli anni successivi, si aggiunge l’impegno in atti-vità di manutenzione effettuato con largo impiego di nuove metodiche di indagine degliimpianti, quali l’utilizzo dell’elicottero per le ispezioni degli impianti aerei, e di nuovi siste-mi diagnostici.Nel primo semestre del 2001, l’effetto del maggiore impegno per la qualità del servizioha già mostrato i suoi primi risultati con un abbattimento del 18% nella durata cumu-lata delle interruzioni per cliente in bassa tensione, che è passata da 73 minuti (giugno2000) a 60 minuti (giugno 2001).

Nel corso del primo semestre 2001 è proseguita l’attività di realizzazione della nuovarete commerciale di Enel Distribuzione, avviata nel 2000, che consentirà un sensibileaumento dell’attuale livello di servizio e un rapporto più personalizzato con il cliente. In definitiva la nuova organizzazione commerciale prevede:• il Contact Center, unico, virtuale, nazionale, operante 24 ore al giorno per 7 giorni alla

settimana, che consente alla clientela diffusa di effettuare a distanza modifiche con-trattuali, cessazioni della fornitura, comunicazioni della lettura, informazioni sulle tarif-fe, nonché segnalazioni di guasti;

• una rete di Punti Enel, ubicati nei Capoluoghi di Provincia e in alcune località di inte-resse strategico per Enel, presso i quali possono essere svolte tutte le operazioni cherichiedono necessariamente la presenza fisica del cliente;

• una rete di Account Manager, che si occupa della clientela “affari” (piccole e medieimprese) instaurando con essa un rapporto personalizzato, di tipo consulenziale, spe-cializzando l’offerta sulla base delle loro particolari esigenze;

• una rete di Punti Enel in WIND, che consente di mettere a disposizione della clienteladi Enel Distribuzione SpA alcuni dealer WIND per le più comuni operazioni commer-ciali. Nel corso del 2001 e fino al 2004, tale rete verrà ampliata anche con i negozi cheEnel.si prevede di attivare.

Enel Distribuzione intende anche avvalersi delle tecnologie più avanzate nella gestionedella clientela. A tal proposito ha realizzato un portale Internet attraverso cui accedereon line ai servizi offerti: pagamenti a mezzo carta di credito, stipula contratti, verifica deiconsumi e dei pagamenti effettuati ecc. Tale canale commerciale sarà sviluppato amplian-do progressivamente l’offerta con nuovi prodotti e servizi attualmente in fase di studio.

Nuova rete commerciale

Progetto contatore elettronico“Telegestore”

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La consistenza delle reti di distribuzione al 30 giugno 2001 è la seguente:

km n. km n. km n.

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Alta tensioneLinee 20.457 - 20.403 - 54 -Cabine - 1.945 - 1.924 - 21

Media tensioneLinee 333.643 - 331.793 - 1.850 -Cabine secondarie - 410.098 - 407.798 - 2.300

Bassa tensioneLinee 715.748 - 710.683 - 5.065 -

Gli investimenti effettuati nel corso del primo semestre 2001 sulle reti di distribuzionesono risultati pari a 564 milioni di euro e sono così ripartiti:

Milioni di euro


Alta tensione 72 86 -14 -16,3%Media tensione 280 315 -35 -11,1%Bassa tensione 212 269 -57 -21,2%

TOTALE RETI DI DISTRIBUZIONE 564 670 -106 -15,8%

La riduzione degli investimenti sulle reti di distribuzione rispetto allo stesso periodo del2000 è il risultato del proseguimento delle azioni finalizzate ad una ottimizzazione delprocesso di valutazione tecnico-economica degli investimenti e di un considerevole con-tenimento del costo dei materiali, conseguito attraverso la semplificazione delle specifi-che tecniche e l’allargamento della base dei fornitori, ottenuta anche attraverso l’intro-duzione dell’e-procurement e l’innovazione tecnologica dei componenti impiegati. Ilprimo semestre del 2001 sconta inoltre alcuni ritardi nell’attuazione dei programmi diattività, che dovrebbero essere recuperati nella seconda parte dell’anno.

Come noto, Enel Distribuzione ha avviato nel 1999 un piano per la progettazione e lacostruzione di un nuovo contatore elettronico con il quale verranno sostituiti i 30 milio-ni di contatori attualmente in uso presso i propri clienti. Il progetto, che pone EnelDistribuzione all’avanguardia in campo internazionale, è entrato nella fase di installa-zione nel luglio 2001 e sarà concluso entro il 2004. Il risultato di questo impegno si con-cretizzerà nella realizzazione del “Telegestore”, un sistema integrato di misura, comu-nicazione e gestione del contratto di fornitura di energia elettrica, composto da misu-ratori (contatori) e apparati elettronici interconnessi, che utilizza la rete elettrica di bassatensione come mezzo di trasmissione dati. In termini di ricadute economiche il “Telegestore” richiederà un investimento di circa1.900 milioni di euro e comporterà una significativa riduzione dei costi operativi, in quan-to le attività di lettura dei consumi e molte attività di gestione del contatore, che attual-mente richiedono l’accesso di operatori, saranno svolte in remoto. Il sistema consentirà,inoltre, una più agevole rilevazione dei consumi irregolari e delle frodi, nelle aree ove talifenomeni risultano più frequenti. Il progetto, che vede Enel Distribuzione nel ruolo di

Investimenti e consistenza degli impianti

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attore principale nelle attività di progettazione e coordinamento, coinvolge anche altresocietà del Gruppo Enel, quali CESI, Enel.it., Enel.si e Sei.

Al 30 giugno 2001 la consistenza del personale delle società impegnate nel settore delladistribuzione e vendita di energia elettrica era pari a 41.503 dipendenti (di cui 41.358in forza a Enel Distribuzione e Deval, e 145 a Enel Trade), rispetto a 44.205 di fine 2000.La riduzione di 2.702 unità (-6,1%) considera i 1.081 dipendenti trasferiti in data 1°luglio 2001 all’ACEA a seguito della cessione del ramo d’azienda relativo alle reti urba-ne di Roma e Formello. Il decremento residuo, pari a 1.621 unità, è correlato principal-mente a esodi incentivati.

Nel primo semestre del 2001 le politiche e la gestione delle risorse umane sono staterealizzate in forte integrazione e coerenza con la strategia della società che prevede unacontrazione della forza lavoro e la focalizzazione delle risorse umane sulle attività “core”della distribuzione. Secondo questo orientamento si sono attuate azioni di valutazione,formazione, sviluppo, ricerca sul mercato del lavoro e mobilità all’interno del Gruppo. Questa politica si è concretizzata principalmente nel supporto all’avvio della nuova retecommerciale, per la quale, attraverso un programma di “change management”, si èproceduto alla ridefinizione dei ruoli, alla definizione delle competenze ad essi correla-te ed allo svolgimento di programmi di valutazione e di formazione per le diverse figu-re professionali.

Nel corso della restante parte del 2001 è prevista la formalizzazione di alcuni passaggideterminanti per l’attuazione del Decreto Bersani. In particolare dovranno trovare rea-lizzazione la cessione delle reti alle aziende municipalizzate e la definizione delle con-cessioni per le attività di distribuzione laddove la società ne abbia diritto. Tali concessio-ni, della durata di 30 anni, saranno rilasciate per ambito comunale e definiranno com-piutamente le responsabilità dei concessionari. La tendenza del primo semestre ha confermato la spinta del mercato elettrico ad unaprogressiva apertura. I provvedimenti di fine 2000 in merito alla destinazione dell’ener-gia prodotta da impianti incentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92 e delle importazionihanno infatti consentito di incrementare l’offerta di energia per il mercato libero. Alla riduzione dei margini sul mercato vincolato, determinata dalla sua contrazione afavore di quello libero e dalla cessione delle reti in aree ad elevata redditività, il GruppoEnel contrappone lo sforzo continuo di miglioramento dell’efficienza operativa.Il recupero di redditività sarà perseguito attraverso le seguenti azioni:• sul versante dei ricavi, favorendo i consumi di energia elettrica attraverso una politica

tariffaria flessibile;• sul versante dei costi, attraverso l’ottimizzazione degli investimenti sulla rete di distri-

buzione, la politica degli acquisti, la standardizzazione dei componenti e il conteni-mento dei costi operativi.

Sul mercato libero l’attuazione delle politiche commerciali mira al potenziamento diun’offerta efficiente e competitiva in grado di soddisfare tutte le esigenze energetichedei clienti industriali: questa strategia, unita ad un sensibile controllo dei costi operativie ad un’efficiente gestione, consentirà ad Enel Trade di mantenere la leadership sul suomercato di riferimento.



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Telefonia mobileAl 30 giugno 2001, la base dei clienti di telefonia mobile in Italia era pari a circa 47,3milioni di SIM cards, con una penetrazione del mercato di tali servizi pari a circa l’82%della popolazione ed un incremento rispetto alla fine del 2000 pari a oltre 4,6 milioni dinuove linee (al netto delle disattivazioni). A tale data Telecom Italia Mobile contava su circa 23 milioni di clienti con una quota dimercato pari a circa il 49%, Omnitel Vodafone si attestava a circa 16,3 milioni di clien-ti (circa il 34% del mercato), con un tasso di crescita lievemente superiore a quello diTelecom Italia Mobile. Al 30 giugno 2001, WIND ha raggiunto circa 6,5 milioni di linee,che rappresentano il 14% del mercato totale della telefonia mobile rispetto all’8% a finegiugno 2000. Alla stessa data, il segmento delle carte prepagate aveva registrato unacontinua espansione e rappresentava circa il 98% della base dei clienti di telefonia mobi-le di WIND. Il quarto operatore, Blu, aveva raggiunto circa 1,4 milioni di clienti, pari aduna quota di mercato di circa il 3%.

Telefonia fissaNei primi sei mesi del 2001 è proseguito lo sviluppo del mercato della telefonia fissa, cheha visto tra i principali protagonisti WIND e Infostrada. L’apertura dei servizi di telefoniain Carrier Preselection e in Unbundling del Local Loop ha consentito ai nuovi operatoridi porsi come alternative concrete a Telecom Italia per l’insieme dei servizi di fonia tra-dizionali. Al 30 giugno 2001, gli operatori alternativi a Telecom Italia, nel loro insieme,gestivano circa 9,2 milioni di linee, con una quota di mercato pari a circa il 38%. Infostradae WIND, con 6,9 milioni di linee al 30 giugno 2001, sono i principali operatori alterna-tivi, seguiti da Tiscali e Tele 2 per la clientela residenziale, nonché Albacom, che si con-centra sulla clientela aziendale.

InternetAnche per quanto riguarda l’accesso ad Internet, nel primo semestre 2001 si è registra-ta una prosecuzione del trend di crescita già riscontrato nel corso del 2000, con unapenetrazione del servizio di circa il 36% della popolazione italiana, corrispondente adoltre 21 milioni di clienti registrati rispetto ai 15 milioni di fine 2000.Oltre ai servizi di connettività, il mercato è caratterizzato dalla presenza di diversi “por-tali” indirizzati alla clientela residenziale e aziendale. La concorrenza dei portali si foca-lizza nella messa a disposizione di contenuti e/o servizi che includono informazioni, e-commerce, servizi finanziari ed altri servizi per la clientela residenziale, mentre la clien-tela aziendale viene attratta dalla fornitura di servizi di Housing e Hosting oltre ai servi-zi che consentono di accedere a programmi operativi su base remota (c.d. ApplicationService Provision, ASP).Il portale “InWind.it”, lanciato a fine 1999 e aperto all’accesso attraverso il cellulare nelcorso del 2000, è stato continuamente arricchito ed ha raggiunto nel corso del mese digiugno circa 94,5 milioni di page views e oltre 1,3 milioni di unique visitors.Infostrada si è confermata leader del mercato dei servizi Web e Dati/Internet, con una quotadel 28%, corrispondente a 5,8 milioni di clienti, più che raddoppiati rispetto ai 2,8 milio-ni di fine giugno 2000. Il portale Italia Online (IOL) ha mantenuto la supremazia in termi-ni di unique visitors (pari a circa 5,8 milioni nel mese di maggio 2001) e di page views (circa422 milioni nello stesso mese, con una crescita del 149% rispetto a giugno 2000).

Telecomunicazioni

WIND e Infostrada nel mercato delle telecomunicazioni

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I risultati economici conseguiti da WIND nei primi sei mesi del 2001 e da Infostrada nel secon-do trimestre del 2001, posti a confronto con quelli degli analoghi periodi del 2000, sonoqui di seguito riassunti, unitamente all’evidenza del capitale investito netto del settore:

1° semestre 2001

Milioni di euro WIND Infostrada (3 mesi) (1) Totale

Ricavi 1.044 295 1.339Costi operativi 1.160 315 1.475Margine operativo lordo (116) (20) (136)Ammortamenti e accantonamenti 238 75 313Risult. oper. ante amm.to delle differenze di consolidamento (354) (95) (449)Ammortamento differ. di consolidamento 19 127 146Risultato operativo (373) (222) (595)


1° semestre 20011° semestre 2000

Milioni di euro WIND Infostrada (3 mesi) (1) Totale

Ricavi 576 233 809Costi operativi 839 268 1.107Margine operativo lordo (263) (35) (298)Ammortamenti e accantonamenti 120 57 177Risult. oper. ante amm.to delle differenze di consolidamento (383) (92) (475)Ammortamento differ. di consolidam. (pro forma) - 127 127Risultato operativo (383) (219) (602)


(1) Include anche 9 milioni di euro di costi operativi della controllante Enel Investment Holding BV.

Il Gruppo Infostrada è stato acquisito alla fine del mese di marzo 2001, conseguente-mente sono stati consolidati i soli dati economici del secondo trimestre 2001. Il con-fronto è effettuato con i risultati dell’analogo periodo dell’esercizio precedente.Il margine operativo lordo e il risultato operativo ante ammortamento delle differenzedi consolidamento coincidono con quelli riportati dalle situazioni contabili consolidatedei Gruppi WIND e Infostrada, così come approvate dai rispettivi Consigli diAmministrazione. Le differenze di consolidamento sono emerse a seguito dell’acquistodel 5,63% di WIND da Deutsche Telekom nel luglio 2000 e del 100% di Infostrada dalGruppo Vodafone. Gli ammortamenti sono calcolati su un periodo di 15 anni, a decor-rere dal momento di acquisto della partecipazione e, per Infostrada, sono riflessi su basepro forma nel conto economico del secondo trimestre 2000.I ricavi riflettono la fase di crescita delinata in precedenza e passano da 809 milioni dieuro a 1.339 milioni di euro (+65,5%) con il contributo di tutte le linee di attività.L’incremento dei costi operativi è stato pari a 368 milioni di euro (+33,2%), indotto dal-l’aumento dei volumi. L’incidenza dei costi operativi sui ricavi passa dal 137% dei primisei mesi del 2000 al 110% del primo semestre 2001, rispettando gli obiettivi prefissati,che, a livello di margine operativo lordo, prevedono il pareggio entro il 2001.In termini assoluti il margine operativo lordo è ancora negativo per 136 milioni di euro,registrando un miglioramento di 162 milioni di euro rispetto al primo semestre del 2000.

Risultati economici

Sviluppo delle infrastrutture

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Il risultato operativo ante ammortamento delle differenze di consolidamento migliora di26 milioni di euro, passando da un negativo di 475 milioni di euro nel primo semestre2000 a un negativo di 449 milioni di euro nei primi sei mesi del 2001. Esso sconta mag-giori ammortamenti e accantonamenti pari a 136 milioni di euro, legati principalmentea consistenti investimenti per lo sviluppo della rete.Il risultato operativo del settore, determinato attribuendo le quote di ammortamento delledifferenze di consolidamento ad esso relative, passa da un negativo di 602 milioni di euronel primo semestre 2000 a un negativo di 595 milioni di euro nello stesso periodo del 2001.

Il 15 febbraio 2001 WIND, quale primo operatore alternativo in Italia, ha attivato per clien-ti residenziali e aziende il cosiddetto Unbundling del Local Loop che consente alla clienteladi interrompere completamente il rapporto con l’operatore dominante. Infostrada ha avvia-to il medesimo servizio dal mese di aprile 2001. Nel corso del semestre è stata confermatal’eccellenza di Infostrada nell’attività di customer care, riconosciuta con l’attribuzione del“Customer Satisfaction Award” per l’anno 2000 (iniziativa ideata da “Il Sole 24 Ore”). Nella telefonia mobile WIND ha introdotto nel semestre il roaming internazionale verso ipaesi del Nord America. Per quanto riguarda il mercato “aziende”, dal mese di gennaio2001 è operativo per i clienti il servizio GPRS (General Packet Radio Service) che consentel’accesso ad Internet in mobilità e l’ampliamento al mobile delle reti Intranet aziendali surete fissa (servizio Mobile Office). È stato inoltre attivato il servizio di prepagato mobile perle aziende al fine di consentire ai dipendenti l’utilizzo del proprio cellulare sia per chiamateaziendali sia personali.

Le infrastrutture ed i servizi realizzati da WIND sono di assoluta avanguardia tecnologica,permettendo di offrire prodotti integrati di telefonia fissa, mobile ed Internet unici in Italiae tra i primi nel mondo. Infostrada, dal canto suo, è l’unico operatore alternativo a posse-dere una rete certificata secondo gli standard di qualità ISO 9001 (certificazione rilasciatanel luglio 2000). Oggi la rete del Gruppo Infostrada conta una rete portante in fibra otticaper un totale di 5.822 km e 9 anelli metropolitani nelle maggiori città con 847 km di fibraottica. La rete fissa di WIND conta su una rete portante trasmissiva con una estensione dicirca 11.300 km che consente di collegare 103 capoluoghi di provincia e gran parte delleprincipali città italiane. Nel corso dei primi sei mesi del 2001, per poter fornire accesso, altacapacità ed elevate prestazioni per servizi voce, dati e Internet anche a livello locale, sonostate intensificate le attività inerenti ai progetti e alle realizzazioni delle reti metropolitane infibra ottica, realizzando, tra l’altro, infrastrutture (cavidotti e fibre) per circa 870 km.Al 30 giugno 2001, la rete radiomobile di WIND copriva direttamente oltre l’88% dellapopolazione italiana, mentre i servizi di telefonia fissa ed Internet erano disponibili sututto il territorio nazionale anche per il traffico di tipo locale. Sempre a tale data risulta-vano installate 43 centrali di commutazione mobile e 17 centrali di commutazione fissache costituiscono il cuore della rete per i servizi di fonia. Con riferimento alla rete allarete di accesso radio, al 30 giugno 2001 erano installate e in funzione 4.529 stazioniradiobase gestite da 139 “Controllori”.Nel corso del semestre è proseguito su tutto il territorio nazionale l’aggiornamento dellarete mobile per il servizio GPRS che consentirà così di offrire alla clientela residenziale ealle aziende, oltre ai servizi di telefonia mobile tradizionali, anche servizi dati con velo-cità di molto superiore a quella standard GSM.Gli investimenti in reti di telecomunicazioni sono stati pari a 516 milioni di euro, a fron-te di 384 milioni di euro nel primo semestre 2000. Nel corso del semestre WIND ha otte-nuto in via definitiva il rilascio della licenza UMTS, che ha comportato un ulteriore inve-stimento di 362 milioni di euro, che si aggiungono ai 2.066 milioni di euro già contabi-lizzati nell’esercizio 2000.

Attività commerciali

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L’organico complessivo del settore telecomunicazioni è pari al 30 giugno 2001 a 8.673dipendenti. Nel semestre è proseguita l’attività di formazione, principalmente nelle aree del custo-mer care e in quella tecnica, nell’ottica del perseguimento dell’eccellenza nel servizio allaclientela.Sono attualmente in fase di avvio i processi di integrazione tra WIND e Infostrada, neiquali le risorse umane, di primo livello in entrambe le strutture, sono chiamate a svol-gere un ruolo essenziale.

La seconda parte dell’esercizio vedrà l’avvio del processo di integrazione tra WIND eInfostrada sotto i profili societari, manageriali e operativi.Per quanto riguarda gli aspetti societari, in data 30 luglio 2001 l’Assemblea Straordinariadi WIND ha approvato un aumento di capitale per 248,9 milioni di euro da attuarsi tra-mite il conferimento del 100% del capitale di Infostrada da parte di Enel InvestmentHolding BV, con esclusione quindi del diritto di opzione degli altri soci. Tale operazionecostituisce il primo passo verso la successiva fusione per incorporazione di Infostradanella stessa WIND.L’integrazione operativa e manageriale è stata avviata nel corso del mese di luglio 2001attivando una serie di iniziative destinate a svilupparsi nel prossimo futuro.Da un punto di vista economico-finanziario, anche per il secondo semestre del 2001 è pre-vista un’ulteriore crescita dei ricavi (in particolare da servizi) in relazione all’obiettivo dipotenziare la quota di mercato su tutte le linee di attività (telefonia fissa, mobile e Internet).Nel corso del secondo semestre del 2001 è previsto il raggiungimento del punto di pareg-gio del margine operativo lordo. Il risultato netto, pur in sensibile miglioramento rispet-to al 2000, permarrà comunque di segno negativo.

Risorse umane


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I seguenti prospetti evidenziano in sintesi i risultati economici del semestre per le princi-pali entità operative che compongono il raggruppamento “Altre attività”, a confrontocon il corrispondente periodo dello scorso esercizio. Si evidenzia anche il capitale inve-stito netto a fine semestre e al 31 dicembre 2000.

Altre attività

1° semestre 2001

Immobiliare Ingegneria Sistemi Trading Distribuzione Illuminazione Elisioni Milioni di euro e servizi e costruzioni informatici combustibili gas pubblica Altre e rettifiche Totale

Ricavi 295 349 181 1.361 142 54 130 (37) 2.475Costi operativi 208 328 109 1.349 123 34 124 (37) 2.238Margine operativo lordo 87 21 72 12 19 20 6 - 237Ammortamenti e accantonamenti 43 6 44 1 6 4 9 - 113Risult. oper. ante amm.to delle differenze di consolidamento 44 15 28 11 13 16 (3) - 124Ammortamento differ.di consolidamento - - - - 14 - - - 14Risultato operativo 44 15 28 11 (1) 16 (3) - 110


1° semestre 2001

Immobiliare Ingegneria Sistemi Trading Distribuzione Illuminazione Elisioni Milioni di euro e servizi e costruzioni informatici combustibili gas pubblica Altre e rettifiche Totale

Ricavi 307 249 135 70 28 40 125 (26) 928Costi operativi 208 227 78 69 23 24 113 (26) 716Margine operativo lordo 99 22 57 1 5 16 12 - 212Ammortamenti e accantonamenti 48 1 30 - 3 3 5 - 90Risult. oper. ante amm.to delle differenze di consolidamento 51 21 27 1 2 13 7 - 122Ammortamento differ.di consolidamento - - - - 1 - - - 1Risultato operativo 51 21 27 1 1 13 7 - 121


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Nell’attuale configurazione del Gruppo il settore “Immobiliare e servizi” include Sei SpA e Dalmazia Trieste SpA.

La Sei è titolare della parte prevalente del patrimonio immobiliare strumentale ad uso uffi-ci del Gruppo mentre la Dalmazia Trieste ha un patrimonio composto da immobili civili. Oltre all’attività di gestione immobiliare, mirata alla valorizzazione del patrimonio immo-biliare di proprietà, Sei opera nei settori del facility management (fornitura di servizi diedificio quali manutenzione, pulizia, ristorazione ecc.), del noleggio di automezzi e dellalogistica dei materiali.Sei intende cogliere le opportunità di sviluppo che si stanno aprendo nei settori di atti-vità sopra indicati, legate alle scelte di smobilizzo di beni e risorse che le grandi orga-nizzazioni, sia private sia pubbliche, stanno ponendo in atto nell’ambito delle politichedi razionalizzazione.

Per concretizzare la strategia sopra descritta, nel primo semestre del 2001 sono prose-guite le attività necessarie all’avvio operativo delle società costituite in partnership conoperatori internazionali di primo piano. Con riferimento a Immobiliare Foro Bonaparte, società di cui Sei possiede il 49% a segui-to della cessione del 51% ad American Continental Properties, è stata completata, nelmese di marzo 2001, l’operazione di trasferimento di alcuni immobili su cui lo Statoaveva il diritto di prelazione (per un valore di perizia pari a circa 55 milioni di euro). Leimmobilizzazioni complessivamente trasferite all’Immobiliare Foro Bonaparte ammon-tano a 543 milioni di euro.Immobiliare Rio Nuovo (società di cui Sei possiede il 49% avendo ceduto il 51% a unasocietà del gruppo Deutsche Bank) ha ricevuto in conferimento con efficacia dal 1° mag-gio 2001 immobili ad uso ufficio per un valore di 344 milioni di euro. Altri immobili daconferire, del valore di 47 milioni di euro, sono stati sottoposti al diritto di prelazionedello Stato per il particolare interesse storico-artistico.

Nel corso del semestre i ricavi del settore sono stati pari a 295 milioni di euro (rispetto ai307 milioni di euro dei primi sei mesi 2000), di cui 266 milioni di euro conseguiti nei con-fronti di società del Gruppo Enel (canoni di locazione di immobili, noleggio autoveicoli, ser-vizi di edificio, ristorazione e logistica dei materiali). La flessione dei ricavi è da collegare alconferimento di parte dell’attività immobiliare alle citate joint venture che, essendo pos-sedute da Sei solo per il 49%, vengono consolidate con il metodo del patrimonio netto.I costi operativi, in linea con il corrispondente periodo del 2000, sono risultati pari a 208milioni di euro, di cui 144 milioni di euro per servizi e canoni esterni, 32 milioni di europer il costo del lavoro, 32 milioni di euro per materiali e oneri diversi di gestione.Il margine operativo lordo si è attestato a 87 milioni di euro (rispetto ai 99 milioni di eurodei primi sei mesi del 2000) ed il risultato operativo a 44 milioni di euro, scontandoammortamenti e accantonamenti pari a 43 milioni di euro.I dipendenti del settore al 30 giugno 2001 sono 1.214 registrando un calo di 150 unitàrispetto alla fine dell’esercizio precedente.La seconda parte dell’esercizio 2001 vedrà la Sei impegnata da un lato a completare lo start-up delle joint venture già costituite, dall’altro ad avviare una nuova iniziativa societaria nelcampo dei noleggi di automezzi in partnership con un operatore leader di mercato.

Immobiliare e servizi

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Il ramo aziendale “Ingegneria e costruzioni” è costituito da Enelpower e dalle propriecontrollate Enelpower UK, Enelpower do Brasil e TSN, di cui le ultime due non ancoraoperative nel corso del primo semestre 2001. Nell’ambito della razionalizzazione delleattività tra le società del Gruppo, Enelpower ha ricevuto da Enel.Hydro il ramo d’azien-da relativo alle attività di ingegneria e costruzioni nel campo idroelettrico con efficaciadal 1° gennaio 2001.Enelpower ha per oggetto lo svolgimento su scala mondiale di attività di studio, pro-gettazione e realizzazione di opere di ingegneria pubblica e privata in genere ed in par-ticolare di impianti industriali in campo energetico. Nello svolgimento di tali attività sono state individuate alcune aree di maggior interessein Europa (Regno Unito, Balcani, Russia), Sud America (Argentina, Brasile, Paraguay,Bolivia), Medio Oriente (Arabia Saudita, Emirati Arabi, Oman) e Africa (Egitto, Libia,Nigeria, Algeria, Tunisia).

La movimentazione del portafoglio ordini (“backlog”) di Enelpower e delle sue control-late nel corso del primo semestre 2001, suddivisa tra attività a favore di società del GruppoEnel e verso clienti terzi, è così sintetizzata:

Milioni di euro Società del Gruppo Terzi Totale

Backlog al 1° gennaio 2001 908 657 1.565Ordini del semestre 698 872 1.570Ricavi del semestre 213 125 338Backlog al 30 giugno 2001 1.393 1.404 2.797

In particolare, le principali commesse acquisite nel corso del primo semestre 2001 sonole seguenti:• nel mese di gennaio è stata acquisita in consorzio con la società giapponese Hitachi

Zosen una commessa per la realizzazione della centrale termoelettrica a ciclo combi-nato di Barka in Oman per conto del cliente AES (437 MW per un importo di circa 190milioni di euro);

• nel mese di marzo è stata acquisita la commessa di Cassano 2 da AEM Milano, relati-vamente ad una seconda tranche di lavori della centrale di Cassano per una potenzadi 370 MW ed un importo superiore a 90 milioni di euro;

• nel mese di marzo è stato stipulato con Elettrogen il contratto per la trasformazionein ciclo combinato delle sezioni 1, 2 e 3 della centrale termoelettrica di Ostiglia per unvalore di 368 milioni di euro ed è stata inoltre presentata alla stessa società l’offertatecnico-economica per la trasformazione in ciclo combinato della centrale di Tavazzanoper un valore superiore ai 360 milioni di euro;

• nel corso del mese di aprile è stato firmato con Elettrogen il contratto per la realizza-zione di un oleodotto presso la centrale di Fiume Santo per il trasporto di olio com-bustibile e orimulsion per un importo di circa 12 milioni di euro, mentre è stata pre-sentata l’offerta ad Eurogen per la trasformazione in ciclo combinato delle sezioni 1,3 e 4 della centrale termoelettrica di Sermide;

• nel corso del mese di maggio sono state acquisite le commesse per la realizzazione diuna centrale elettrica a Ras Laffan, in Qatar (740 MW per un importo di circa 450 milio-ni di euro) e per la trasformazione di una centrale termoelettrica in ciclo combinato aPonti sul Mincio per conto di ASM Brescia (370 MW e circa 127 milioni di euro).

Enelpower ed Enelpower UK hanno realizzato congiuntamente nel semestre un valoredella produzione (comprensivo di ricavi e avanzamento dei lavori in corso) di 349 milio-ni di euro, in crescita rispetto ai 249 milioni di euro del primo semestre 2000. In tale con-

Ingegneria e costruzioni

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testo è decisamente cresciuta la quota relativa a clienti terzi (pari al 35% circa del tota-le, contro l’8% del primo semestre 2000), mentre è scesa in modo speculare l’inciden-za delle forniture a società del Gruppo Enel. Tale tendenza verso una sempre maggioreapertura al mercato esterno viene ampiamente confermata dalla ripartizione tra terzi eGruppo riscontrabile nel portafoglio ordini. Rispetto ai primi sei mesi del 2000 il margine operativo lordo rimane stabile, mentre ilrisultato operativo registra un calo dovuto ai maggiori accantonamenti.

I dipendenti al 30 giugno 2001 risultano pari a 967, contro i 961 del 31 dicembre 2000.

Nel secondo semestre del 2001 l’attività continuerà a ricalcare le linee strategiche deli-neate, con una sempre più stretta focalizzazione operativa sull’efficienza della gestionedelle commesse e con l’obiettivo di soddisfare sempre meglio i clienti in termini di qualità.

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Enel.it, uno dei principali operatori in Italia nel mercato dell’Information & CommunicationTechnology (ICT), si propone di offrire soluzioni informatiche innovative ai propri clienticonsentendo loro così di migliorare la propria posizione competitiva. La missione di Enel.itè quella di gestire e sviluppare le attività informatiche del Gruppo Enel, ottimizzandocosti e prestazioni, garantendo il continuo aggiornamento tecnologico, e sviluppare lapropria presenza sul mercato esterno, valorizzando il know-how, gli investimenti e leesperienze maturate all’interno del Gruppo.In coerenza con i propri obiettivi, nel primo semestre 2001 Enel.it si è principalmenterivolta allo sviluppo di aree di business quali consulting, sviluppo soluzioni integrate edoutsourcing. La gestione, per il primo semestre dell’anno 2001, è stata contraddistinta sia dalle atti-vità imposte dall’evoluzione del dinamico mercato dell’Information Technology sia daquelle rivolte alle società del Gruppo:• nell’ambito del progetto Contact Center sono stati resi operativi i cluster per il Triveneto

e per Torino, il sito di Napoli ed il centro di digitalizzazione di Potenza presso [email protected] il febbraio 2002 verranno attivati gli ulteriori cinque cluster previsti a coperturadella clientela dell’intero territorio nazionale: Palermo, Bari, Milano, Firenze e Roma.Gli operatori telefonici possono usufruire del servizio di assistenza 24 ore su 24 per365 giorni l’anno attraverso il Call Center informatico di Enel.it;

• è stata consegnata la nuova versione del portale di Enel che mette a disposizione, tral’altro, la possibilità di pagamento delle bollette energia mediante carta di credito, non-ché lo sportello on line per i servizi ai clienti di Enel Distribuzione. Il portale Enel è statogiudicato da “Il Sole 24 ore” del 2 aprile 2001 il miglior portale del comparto “Energia,acqua, gas, telecomunicazioni”. Sono in fase di completamento, in collaborazione conla funzione di Enel e-Business Development, i requisiti per la realizzazione dei portalidi Terna, Erga, Enel Produzione ed EnelPower;

• sono stati consolidati i sistemi di e-procurement per Enel Distribuzione, Enel Produzione,Terna, Enelpower, Enel.si ed Enel.it. Nell’ambito dei sistemi di e-procurement sono incorso attività di implementazione di ulteriori moduli per la qualificazione degli appal-tatori, il raggruppamento temporaneo di imprese ed i consorzi;

• con la conclusione dei progetti SAP per le società Enel Produzione, Eurogen, Elettrogen,Interpower ed Erga, è stato portato a termine il processo di implementazione del SAP nellesocietà del comparto Produzione. Nel contempo è stato avviato il progetto del compartoDistribuzione e nell’ambito dello studio di fattibilità è stato completato il reengineeringdegli otto processi principali che saranno supportati dal SAP: amministrazione, tesoreria,controllo, ciclo passivo, logistica, manutenzione, progettazione e gestione lavori;

• è stata firmata con Poste Italiane una convenzione per il recapito delle fatture energiae della corrispondenza commerciale che in precedenza era in carico a Enel Distribuzione.È stata quindi avviata l’attività promozionale con l’invio di fatture, lettere e racco-mandate in buste con il marchio “Speedpost”;

• Enel.it ha siglato un accordo con The Fantastic Corporation, azienda svizzera leadernelle soluzioni software per la trasmissione dati su banda larga, per la fornitura di unanuova piattaforma broadband per la trasmissione di contenuti multimediali. Nel corsodel secondo semestre sarà possibile la trasmissione simultanea e in tempo reale di con-tenuti a personal computer, ricevitori digitali e dispositivi portatili, con evidenti benefí-ci per il decision making, il servizio alla clientela e la formazione. Nel mese di febbraioEnel.it ha ottenuto l’autorizzazione dal Ministero delle Comunicazioni per operare ser-vizi di comunicazione via satellite appoggiati alla rete SkyPlex-Net.

Sistemi informatici ed e-business

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I ricavi del primo semestre 2001 sono pari a 181 milioni di euro, di cui 172 milioni dieuro verso società del Gruppo Enel. Essi presentano una crescita di 46 milioni di euro(+34,1%) rispetto ai primi sei mesi del 2000 principalmente per l’entrata in esercizio deiprogetti SAP e del Contact Center che hanno determinato un incremento dei corrispet-tivi per il noleggio e l’esercizio delle nuove applicazioni. I costi operativi sono anch’essiin crescita, passando da 78 a 109 milioni di euro (+39,7%) seguendo l’incremento delleattività. Il margine operativo lordo migliora di 15 milioni di euro, quasi interamente assor-biti dai maggiori ammortamenti conseguenti all’entrata in esercizio dei progetti sopracitati, per cui il risultato operativo risulta pari a 28 milioni di euro, sostanzialmente inlinea con quello dei primi sei mesi del 2000 (27 milioni di euro).

La seconda parte dell’esercizio vedrà impegnata Enel.it principalmente sulle seguenti ini-ziative:• offerta a banche, industrie e società di servizi del sistema realizzato per la gestione

della formazione del personale in ambito Enel (Enel Distance Learning System); l’ini-ziativa vedrà anche il coinvolgimento di Sfera;

• offerta sul mercato dei servizi “SpeedPost” che consistono nell’elaborazione, trasmis-sione, stampa, imbustamento e recapito al destinatario finale di ogni tipo di corri-spondenza.


Risultati del semestre

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La società Enel.FTL gestisce in modo unitario gli acquisti di combustibili per le necessitàdel Gruppo, sfruttando le evidenti economie di scala derivanti dalla centralizzazione eintraprendendo un’attività di trading attivo sui mercati nazionali ed internazionali deiprodotti energetici, oltre ad offrire servizi di shipping e logistica. La società deve inoltregestire, operando con adeguati strumenti derivati, il rischio cui è sottoposto il GruppoEnel per effetto delle oscillazioni dei prezzi dei prodotti energetici. Tra i fatti di rilievo del 1° semestre 2001, si segnala l’acquisizione nel corso del mese digiugno della Masefield Coal AG, società di diritto svizzero attiva nel trading internazio-nale del carbone, con un fatturato annuo di circa 180 milioni di euro. Detta società controlla al 100% la società di servizi inglese Atezada Ltd. e detiene l’u-sufrutto del 60% delle azioni della società colombiana Carbones Colombianos del CerrejonSA, concessionaria di una miniera di carbone che costituisce una delle fonti di approv-vigionamento della Masefield Coal.Nel mese di aprile, inoltre, Enel.FTL ha partecipato alla sigla di un accordo con altri ope-ratori del settore del carbone, per l’avvio operativo della Global Coal Ltd., società costi-tuita per sviluppare attività di e-commerce nel mercato internazionale del carbone. GlobalCoal, di cui Enel.FTL detiene il 5,5% del capitale, è operativa dal 3 maggio e consentedi effettuare transazioni on line tramite il proprio portale, ponendosi l’obiettivo di dive-nire il marketplace di riferimento del settore a livello internazionale. La Global Coal vedetra i suoi partner, oltre ad Enel.FTL, alcuni tra i principali produttori e consumatori delmercato internazionale del carbone.Nel campo del gas, è stata firmata una lettera di intese con la spagnola Gas NaturalTrading che prevede la cooperazione tra le due società per analizzare nuove opportu-nità di business in questo settore, con particolare riferimento all’approvvigionamento,alla logistica e al trading del gas naturale liquefatto.Si segnala infine la recente rinegoziazione del contratto di approvvigionamento di gasnigeriano che produrrà risparmi nell’ordine di 18 milioni di euro annui fino al 2004.Il 2001, dopo l’avvio della società avvenuto nel giugno 2000, rappresenta il primo eser-cizio sociale della società con attività a regime. L’attività di gestione dei combustibili daparte di Enel.FTL è stata effettuata sia mediante acquisti e cessioni dirette, sia attraver-so la gestione dei contratti di approvvigionamento di combustibile precedentemente sot-toscritti da Enel e ad essa ancora intestati, in attesa del perfezionamento della loro ces-sione ad Enel.FTL (le più complesse delle quali sono tuttora in corso). Si prevede di com-pletare il trasferimento di tutti i contratti entro la fine dell’anno in corso.La gestione economica del semestre ha prodotto ricavi per 1.361 milioni di euro, di cui1.111 milioni di euro verso società del Gruppo Enel e 250 milioni di euro verso clientiterzi, cui si contrappongono costi operativi per 1.349 milioni di euro, quasi interamen-te assorbiti dagli acquisti di combustibili. Il margine operativo lordo è stato pari a 12milioni di euro e il risultato operativo si è attestato a 11 milioni di euro. Tali risultati deri-vano quasi interamente dal trading con i terzi non essendo previsti margini sull’attivitàinfragruppo. Il primo semestre del 2000 era stato caratterizzato dall’avvio dell’attivitàevidenziando ricavi per 70 milioni di euro.

Nella seconda parte dell’esercizio in corso è prevista un’ulteriore espansione dell’attività ditrading verso terzi attraverso il consolidamento della presenza di Enel.FTL sui maggiori mer-cati e l’avvio di accordi commerciali e partnership con i più importanti operatori del settore.

Combustibili

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Nell’ambito del processo di riorganizzazione delle attività delle varie società del Gruppo,Enel.Hydro ha ceduto a Enelpower, a decorrere dal 1° gennaio 2001, il ramo d’aziendarelativo alle attività d’ingegneria e costruzioni nel campo idroelettrico.Nel corso del semestre Enel.Hydro ha proseguito le attività finalizzate al suo posiziona-mento nel promettente settore della gestione di reti idriche. Tali iniziative si sono con-cretizzate nei mesi di luglio e agosto 2001 con l’aggiudicazione, congiuntamente a part-ner di primario livello, della concessione del servizio idrico integrato nell’Ambito TerritorialeOttimale di Latina e della gestione delle infrastrutture idriche calabresi, come descrittopiù in dettaglio nel capitolo “Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2001 e prevedibileevoluzione della gestione”.

Settore idrico

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Come già descritto nel capitolo dedicato alle “Iniziative societarie”, nel primo semestredell’esercizio 2001 il Gruppo Enel ha accresciuto in modo considerevole la sua presen-za nel settore della distribuzione del gas attraverso l’acquisizione di diversi operatori indi-pendenti. Il processo di espansione tramite acquisizioni è tuttora in corso e proseguiràanche nei prossimi due esercizi. Nel semestre ha inoltre preso avvio l’attività di Enel Tradesul mercato libero del gas, con l’obiettivo di sviluppare l’offerta congiunta di energiaelettrica e gas ai clienti idonei e di raggiungere nel medio termine una posizione signi-ficativa in un mercato che, analogamente a quello elettrico, si trova in fase di aperturae quindi in grado di offrire ottime opportunità.

I risultati economici rilevati nel primo semestre 2001 escludono le società acquisite neimesi di maggio e giugno 2001, consolidate solo a livello patrimoniale. I dati non sonoconfrontabili con quelli dei primi sei mesi del 2000, che includevano la sola Colombo Gas.Con riferimento alle 15 società di distribuzione consolidate integralmente, i ricavi delsemestre sono stati pari a 130 milioni di euro, di cui 125 milioni di euro da vendita gase la parte restante per contributi e proventi diversi. A questi vanno aggiunti i primi rica-vi delle vendite di Enel Trade, pari a 12 milioni di euro.Il volume erogato nei primi sei mesi del 2001 dalle società di distribuzione è stato pari a 380milioni di m3, di cui 321 milioni a clienti vincolati e 59 milioni a clienti idonei. Le vendite diEnel Trade sono state pari a 56 milioni di m3. I clienti complessivamente serviti dalle 15 societàdi distribuzione sono stati pari a 337.400, di cui 337.268 vincolati e 132 idonei.Il margine operativo lordo è stato pari a 19 milioni di euro e il risultato operativo dellagestione (prima dell’ammortamento delle differenze da consolidamento) si è attestatoa 13 milioni di euro. Il risultato operativo del settore è in sostanziale pareggio, scontan-do l’ammortamento delle differenze di consolidamento pari a 14 milioni di euro.I risultati esposti rappresentano, allo stato attuale, la semplice sommatoria di quanto con-seguito da ogni singola società per effetto della sua attività, condotta in modo autono-mo. L’integrazione operativa tra le varie entità e la sovrapposizione con l’attività di distri-buzione e vendita dell’energia elettrica, già avviate nell’ultima parte del semestre, pro-durranno significative sinergie e conseguenti ricadute positive sui risultati economici.

Distribuzione del gas

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Il Gruppo Enel ha affidato a So.l.e. il compito di curare la progettazione, la costruzionee la gestione integrata degli impianti di illuminazione pubblica e artistica. Nel corso del primo semestre 2001 So.l.e. ha proseguito la sua espansione acquisendo63.000 nuovi punti luce, portando così la propria quota di mercato al 19,4% (era del18,1% a fine giugno 2000). Sono state inoltre vinte 11 gare di rilievo, acquisite 85 con-venzioni di gestione impianti e nuove commesse per circa 10 milioni di euro.È proseguito nel semestre lo sviluppo tecnico e commerciale di due nuovi prodotti lan-ciati nel corso dell’esercizio 2000:• la Lanterna della comunicazione, un sistema di comunicazione e monitoraggio ambien-

tale, dotato di display a led luminosi, che consente di diffondere in tempo reale infor-mazioni ambientali, di pubblica utilità e pubblicitarie. So.l.e. è impegnata nella crea-zione di un circuito che includa le più importanti città italiane da aggiungersi a quelleove le lanterne sono già installate (Roma, Firenze, Torino, Napoli e Lecce). Numerosiaccordi sono in fase di stipula e uno è stato già perfezionato con la società Aeroportidi Roma;

• la Webtower, una torre faro per l’illuminazione pubblica che ha al suo interno una sta-zione radio per telefonia mobile. Sono stati formalizzati accordi quadro con i princi-pali operatori telefonici, mentre sono in fase di ottenimento le autorizzazioni per l’in-stallazione in numerosi comuni.

I risultati economici del primo semestre 2001 riflettono il dinamismo dell’attività, regi-strando una crescita in tutti i valori di riferimento.I ricavi si incrementano di 14 milioni di euro (+35%), passando da 40 a 54 milioni dieuro. Il margine operativo lordo cresce da 16 a 20 milioni di euro (+25%) e il risultatooperativo da 13 a 16 milioni di euro (+23%).

La gestione della seconda parte dell’esercizio ha tra i suoi obiettivi prioritari quello diimprimere un forte impulso all’attività di realizzazione di impianti per conto terzi e diottenere l’affermazione commerciale dei nuovi prodotti, proseguendo nell’attenta poli-tica di contenimento dei costi sin qui seguita. I ricavi beneficeranno comunque dell’av-vio delle convenzioni acquisite nel corso dei primi sei mesi.

Illuminazione pubblica e artistica

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L’analisi dei risultati economico-finanziari di Enel SpA ed il loro confronto con quelli delprimo semestre dell’esercizio precedente sono influenzati dal consolidamento del pro-cesso di trasformazione della Capogruppo da azienda elettrica integrata ad holding indu-striale. In particolare:• con efficacia dal 1° gennaio 2001 Enel SpA ha finalizzato il conferimento del ramo

d’azienda “Amministrazione del Personale” alla neo-costituita Ape Gruppo Enel SpA;• la titolarità dei contratti di acquisto energia dai produttori nazionali è stata trasferita

al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale a decorrere dal 1° gennaio 2001, aseguito di specifico decreto del Ministro dell’Industria;

• è continuata l’attività di trasferimento dei contratti di acquisto di combustibile per pro-duzione termica a Enel.FTL SpA, la cui conclusione è prevista entro la fine dell’eserci-zio in corso.

Pertanto, nel primo semestre 2001, la Capogruppo ha mantenuto la titolarità di alcunicontratti di acquisto di combustibile per produzione termica che viene poi somministra-to al costo alle società controllate dell’area produzione, nonché di quelli pluriennali perl’acquisto di energia elettrica dall’estero. Tale energia viene ceduta, ai prezzi stabilitidall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, a Enel Distribuzione SpA.

La Capogruppo Enel SpA come holding industriale definisce gli obiettivi strategici a livellodi Gruppo e di società partecipate e ne coordina l’attività. Enel SpA svolge inoltre per tuttele società del Gruppo (con esclusione di WIND) la funzione di tesoreria centrale, provvedealla gestione e alla copertura dei rischi assicurativi, fornisce assistenza e indirizzi in mate-ria di organizzazione e relazioni industriali e in materia contabile-amministrativa e fiscale.

La gestione economica della Capogruppo nel primo semestre 2001 è sintetizzata nelseguente prospetto, ottenuto riclassificando e scomponendo opportunamente il contoeconomico redatto ai fini civilistici. L’analisi dei risultati ed il loro confronto con quellidell’esercizio precedente non possono prescindere dall’opportuna considerazione del-l’operazione di conferimento del ramo d’azienda “Amministrazione del Personale” all’ApeGruppo Enel SpA e dai sopra citati trasferimenti della titolarità dei contratti di acquistodi combustibili per la produzione termica e di energia elettrica prodotta in Italia da impian-ti incentivati in base al Provvedimento CIP n. 6/92.

La Capogruppo Enel SpA

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Milioni di euro


Ricavi- Vendite a società del Gruppo 2.101 3.338 (1.237)- Contributi da Cassa Conguaglio - 1.359 (1.359)- Altri ricavi da società del Gruppo 140 167 (27)- Proventi diversi 83 13 70Totale ricavi 2.324 4.877 (2.553)

Costi operativi- Costo del lavoro 29 64 (35)- Acquisti di combustibili 1.434 2.635 (1.201)- Acquisti di energia elettrica 424 1.745 (1.321)- Prestazioni di servizi e godimento beni di terzi 108 76 32

- Altri costi 82 19 63Totale costi operativi 2.077 4.539 (2.462)

MARGINE OPERATIVO LORDO 247 338 (91)

Ammortamenti e accantonamenti 14 34 (20)

RISULTATO OPERATIVO 233 304 (71)

- Dividendi e credito d’imposta 1.261 820 441- Proventi (oneri) finanziari netti (204) (116) (88)

RISULTATO ANTE COMPONENTI STRAORDINARIE DI NATURA FISCALEE IMPOSTE 1.290 1.008 282

- Proventi (oneri) straordinari netti 25 (3) 28- Svalutazioni di partecipazioni (783) (195) (588)

RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 532 810 (278)

Imposte sul risultato di periodo 204 342 (138)

UTILE NETTO DEL PERIODO 328 468 (140)

La Capogruppo ha conseguito nel semestre ricavi per complessivi 2.324 milioni di eurodi cui 2.241 milioni di euro da società del Gruppo. La riduzione delle vendite a societàcontrollate è da collegare ai sopra citati trasferimenti di titolarità dei contratti di acqui-sto di combustibile e di energia elettrica prodotta da terzi nazionali. Peraltro, il nuovosistema tariffario introdotto a partire dal 2001 ha previsto l’inglobamento nel prezzo del-l’energia venduta a Enel Distribuzione anche della quota di ricavi a copertura dei costivariabili che in precedenza veniva corrisposta dalla Cassa Conguaglio come contributosugli acquisti di energia elettrica. Il corrispondente ricavo nel primo semestre 2001 èaffluito tra i ricavi per vendite a società del Gruppo.

Gli altri ricavi da società del Gruppo si riferiscono essenzialmente a prestazioni di assi-stenza e consulenza rese alle società controllate e includono altresì 8,5 milioni di europer il riaddebito degli oneri relativi al trattamento di previdenza integrativa dei dirigen-ti in quiescenza di competenza delle controllate stesse. La riduzione rispetto all’analogoperiodo dell’esercizio precedente è in gran parte attribuibile al conferimento ad ApeGruppo Enel SpA dell’attività di amministrazione del personale.

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La crescita dei proventi diversi e quella degli altri costi sono da attribuirsi alle operazio-ni di copertura finalizzate alla gestione del rischio cambio insito nell’esposizione con-nessa ai costi variabili di produzione di energia elettrica. Il relativo risultato viene trasfe-rito alle società stesse senza alcun effetto sui margini della Capogruppo.

La contrazione del costo del lavoro è quasi totalmente attribuibile al suddetto conferi-mento delle attività di amministrazione del personale che ha interessato 1.154 dipen-denti, portando a 546 unità la consistenza del personale di Enel SpA al 30 giugno 2001.

Gli acquisti di energia elettrica sono relativi ai contratti di importazione pluriennali, sti-pulati prima del nuovo assetto del settore elettrico e si riferiscono a 10.410 milioni di kWhcon un prezzo medio di acquisto di 4,07 c€/kWh (4,02 c€/kWh nel primo semestre 2000).

I costi per prestazioni di servizi e godimento beni di terzi si riferiscono ad addebiti sia dasocietà del Gruppo (principalmente per servizi informatici, canoni di locazione immobi-li, servizi di edificio e servizi di telecomunicazione), sia da terzi. La variazione tra i dueperiodi contabili in esame è sostanzialmente riconducibile all’onere per l’attività di accor-pamento di due azioni in una, avvenuta in occasione della conversione del capitale socia-le della società in euro, nonché ai costi connessi con le nuove acquisizioni societarie.

Il risultato operativo di Enel SpA nel primo semestre 2001 è diminuito di 71 milioni dieuro rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente. Tale decremento è da impu-tarsi principalmente alla graduale riduzione delle attività operative. I minori margini dellaCapogruppo non hanno avuto impatto sul risultato consolidato avendo trovato com-pensazione all’interno del Gruppo.I dividendi incassati e il relativo credito d’imposta, pari a 1.261 milioni di euro, sono rife-riti agli utili conseguiti dalle società controllate nell’esercizio 2000.

Gli oneri finanziari netti sono risultati pari a 204 milioni di euro. L’incremento rispettoallo stesso periodo dell’esercizio precedente è attribuibile al maggior indebitamento peril finanziamento delle nuove acquisizioni societarie.

I proventi straordinari netti hanno influito sul risultato per 25 milioni di euro e sono statiin massima parte generati da plusvalenze da dismissione di cespiti ancora in capo a EnelSpA al 1° gennaio 2001 e dal recupero di imposte di anni precedenti.

Le svalutazioni di partecipazioni si riferiscono alle società del settore delle telecomuni-cazioni, le cui perdite sono da collegare all’ammortamento e agli oneri finanziari con-nessi alle acquisizioni, nonché agli investimenti per l’espansione della rete e per lo svi-luppo delle nuove tecnologie. Tali perdite, che in considerazione delle favorevoli pro-spettive economiche future non possono ritenersi di carattere durevole, sono state con-tabilizzate per non rinunciare agli indotti effetti fiscali.Le imposte sul reddito, pari a 204 milioni di euro, sono state calcolate sulla base dell’aliquotamedia stimata su base annua e considerano sia la fiscalità corrente sia quella differita.

60


La situazione patrimoniale della Capogruppo al 30 giugno 2001, confrontata con quelladel 31 dicembre 2000 e redatta in forma semplificata, è esposta nella seguente tabella:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Immobilizzazioni nette- Materiali e immateriali 54 56 (2)- Finanziarie 20.504 18.978 1.526Totale 20.558 19.034 1.524

Capitale circolante netto- Clienti 15 25 (10)- Rimanenze 1 5 (4)- Cassa Conguaglio netta - 1.424 (1.424)- Altre attività 734 748 (14)- Crediti netti verso controllate 536 392 144- Crediti tributari netti 466 762 (296)- Fornitori (637) (2.237) 1.600- Altre passività (701) (577) (124)Totale 414 542 (128)

Capitale investito lordo 20.972 19.576 1.396Fondi diversi (190) (242) 52Capitale investito netto 20.782 19.334 1.448

Patrimonio netto 10.100 11.350 (1.250)Indebitamento finanziario complessivo 10.682 7.984 2.698

TOTALE 20.782 19.334 1.448

Le immobilizzazioni finanziarie si incrementano di 1.526 milioni di euro per effetto deiseguenti movimenti intervenuti nel semestre nelle partecipazioni in società controllate:• aumento del capitale di Enel Investment Holding BV per un importo pari a 1.593 milio-

ni di euro;• versamento della quota di competenza dell’aumento di capitale di WIND

Telecomunicazioni SpA , pari a 249 milioni di euro, e aumento del capitale sociale dialcune controllate per 76 milioni di euro;

• acquisizioni societarie nel settore della distribuzione del gas per 391 milioni di euro ecessione a Terna di una quota della partecipazione Enel in CESI pari a 2 milioni di euro;

• valore della partecipazione in Ape Gruppo Enel Spa ricevuta in contropartita del con-ferimento per 2 milioni di euro;

• svalutazioni delle partecipazioni in Enel Investment Holding BV e WIND TelecomunicazioniSpA per 783 milioni di euro. La finalità di tali svalutazioni è già stata evidenziata nelcommento della specifica voce del conto economico riclassificato.

Il capitale circolante netto è positivo per 414 milioni di euro, con una riduzione di 128milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2000. La variazione consegue in pre-valenza ai seguenti fenomeni:• i crediti verso la Cassa Conguaglio risultano azzerati a seguito del recupero di tutte le

partite pregresse;• i crediti tributari netti diminuiscono per il recupero del credito per IVA di Gruppo con-

nesso all’acconto versato a fine 2000;• i debiti verso fornitori sono fortemente influenzati dai sopra citati trasferimenti di tito-

larità dei contratti di acquisto di combustibile e di energia elettrica prodotta da terzinazionali che hanno determinato una forte diminuzione dell’attività operativa.

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I fondi diversi diminuiscono di 52 milioni di euro per effetto sia del conferimento delramo d’azienda ad Ape Gruppo Enel SpA (24 milioni di euro), sia dell’utilizzo del fondoaccantonato a copertura degli oneri relativi alla fornitura del gas nigeriano e del fondoper prestazioni previdenziali per dirigenti in quiescenza.

L’ammontare del patrimonio netto al 31 giugno 2001 considera, rispetto a quello di fine2000, il pagamento di 1.578 milioni di euro per dividendi e il risultato del semestre paria 328 milioni di euro.

L’indebitamento finanziario complessivo è aumentato di 2.698 milioni di euro. In parti-colare, la posizione finanziaria netta a medio-lungo termine, pari a 1.799 milioni di euro,evidenzia una riduzione di 61 milioni di euro, mentre la posizione finanziaria netta abreve si è attestata a 8.883 milioni di euro con una crescita di 2.759 milioni di euro.Detto aumento è conseguente al maggior utilizzo di linee di credito a breve che con-sentono una maggior flessibilità nella gestione dell’indebitamento finanziario, benefi-ciando nel contempo di tassi d’interesse favorevoli. Tale struttura finanziaria è in lineacon le aspettative di rilevanti incassi da dismissioni di asset, previsti nel secondo seme-stre 2001 e nel 2002, che consentiranno di ridurre in modo significativo l’esposizionedebitoria a breve termine.L’indebitamento della Capogruppo al 30 giugno 2001 e le variazioni rispetto al 31 dicem-bre 2000 sono riepilogati nella seguente tabella:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Indebitamento a medio-lungo termine- Mutui 2.985 3.261 (276)- Obbligazioni 6.462 6.674 (212)- Obbligazioni proprie ed altre partite (570) (573) 3- Quote accollate alle società controllate (6.597) (7.034) 437Indebitamento a medio-lungo termine 2.280 2.328 (48)- Finanziamento a WIND Telecomunicazioni SpA (481) (468) (13)

Posizione finanziaria netta a medio-lungo termine 1.799 1.860 (61)

Indebitamento a breve termine- Indebitamento a breve verso banche 10.810 4.000 6.810- Indebitamento a breve verso societàcontrollate e collegate (1.769) 2.028 (3.797)

- Altri debiti finanziari a breve termine - 310 (310)Indebitamento a breve termine 9.041 6.338 2.703- Disponibilità presso banche e titoli a breve (158) (214) 56

Posizione finanziaria netta a breve termine 8.883 6.124 2.759

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO COMPLESSIVO 10.682 7.984 2.698

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Il Gruppo Enel conduce un proprio programma di ricerca e sviluppo, avente lo scopo diincrementare l’efficienza e il rendimento delle attività nel settore dell’energia elettrica,di ampliare l’offerta di servizi in tale settore, nonché di ridurre l’impatto ambientale delleattività svolte. Mediante l’attività di ricerca e sviluppo, il Gruppo Enel genera innovazio-ne tecnologica per le varie attività prestate, sviluppando internamente nuovi prodotti eprocessi anche con l’ausilio di tecnologia acquistata sul mercato e adattata alle esigen-ze interne. Al programma di ricerca e sviluppo lavorano circa 1.500 dipendenti. Con rife-rimento al primo semestre del 2001, il Gruppo Enel, attraverso le società CESI, Enel.Hydroed Enel Produzione, ha destinato all’attività di ricerca e sviluppo risorse per circa 50 milio-ni di euro. CESI svolge attività di “Ricerca di sistema”, finanziata da un’apposita componente tarif-faria, a carico sia dei clienti vincolati, sia di quelli idonei, il cui gettito confluisce al “Fondoper il finanziamento dell’attività di ricerca”, istituito presso la Cassa Conguaglio per ilSettore Elettrico con decreto del Ministro dell’Industria del 26 gennaio 2000. Le dispo-nibilità che maturano su detto fondo sono state assegnate, anche per tutto il 2001, aCESI con decreto del 17 aprile 2001. In questo quadro sono stati definiti i progetti daattuare, riguardanti in particolare i seguenti campi:• interazione del sistema elettrico con l’ambiente (compatibilità ambientale, conteni-

mento emissioni, campi elettromagnetici);• uso razionale delle risorse e strumenti per uno sviluppo sostenibile (elettrotecnologie

innovative per i settori civile e industriale, fonti rinnovabili e generazione distribuita,conversione ad alta efficienza di combustibili fossili);

• evoluzione del sistema elettrico (energy trading, aumento capacità di trasporto dellarete, comunicazione tra e nei sistemi elettrici, sicurezza e qualità della fornitura.

Tali progetti sono stati in gran parte intrapresi direttamente da CESI e in parte commis-sionati ad altre società del Gruppo.Le attività di ricerca specifica svolte da Enel Produzione hanno riguardato in particolareil miglioramento delle prestazioni degli impianti di produzione, l’utilizzazione di com-bustibili di basso costo, nonché studi per la soluzione delle principali problematiche diimpatto ambientale.

Ricerca e sviluppo

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Nell’ambito del sistema di gestione e sviluppo delle risorse umane basato sul modellodelle competenze, le attività svolte nel primo semestre 2001 hanno riguardato la defi-nizione degli strumenti e delle modalità di analisi delle competenze professionali pre-senti, al fine di individuare punti di forza e aree di miglioramento su cui innestare i pianidi sviluppo e formazione.Riguardo alle politiche di reclutamento e selezione, è stato impostato il processo di defi-nizione e monitoraggio dei fabbisogni di personale e relativo iter di autorizzazione alleassunzioni, prevedendo il ricorso al mercato esterno solo in caso di assenza dei profilirichiesti all’interno del Gruppo.

Nei primi sei mesi del 2001 è stata portata a compimento l’attività di “Valutazione deiRuoli Manageriali” (che ha coinvolto tutti i dirigenti e un certo numero di Quadri) cheha evidenziato un sostanziale allineamento dei livelli retributivi del Gruppo Enel alle retri-buzioni di mercato.È emerso, altresì, che l’incidenza della retribuzione variabile sulla retribuzione globaleannua è pari all’8%, con una ulteriore riduzione del divario rispetto alle prassi di mer-cato attuata tramite l’estensione del sistema di Management by Objectives.Per quanto riguarda i sistemi di incentivazione a medio-lungo termine, il nuovo piano distock option approvato dal Consiglio di Amministrazione nel mese di aprile 2001 in basealla delega ricevuta dall’Assemblea del dicembre 1999 ha comportato il coinvolgimen-to di 381 dirigenti (237 in più rispetto al piano 2000). Il numero delle opzioni assegna-te è stato determinato, in analogia al piano precedente, sulla base di una formula checonsidera la retribuzione lorda di ogni partecipante e il valore delle opzioni determina-to in funzione di parametri correnti di mercato. Il target price è stato fissato a 8,8 euro(valore post-raggruppamento delle azioni) e il prezzo di esercizio a 7,27 euro. L’Assembleadegli Azionisti del 25 maggio 2001 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione adaumentare il capitale sociale per un importo massimo di 60.630.750 euro per consenti-re l’emissione di un massimo di 60.630.750 azioni del valore nominale di un euro cia-scuna da emettersi in relazione ai futuri piani di stock option.

La progressiva apertura del mercato elettrico alla concorrenza e la diversificazione in nuovibusiness richiedono un forte impegno nello sviluppo di politiche, processi e strutture com-merciali, focalizzando l’orientamento del Gruppo verso il cliente e verso la creazione divalore per gli azionisti. In tale contesto si inseriscono, fra l’altro, la ristrutturazione delleattività commerciali di Enel Distribuzione, che prevede la costituzione di una nuova retecommerciale ed un nuovo processo di customer care, lo sviluppo delle attività connesseall’introduzione del nuovo contatore elettronico e la riorganizzazione delle aree di approv-vigionamento nel Gruppo, massimizzando il ricorso all’e-procurement.Con efficacia dal 1° gennaio 2001, coerentemente con il processo di societarizzazione,è stata costituita la società Ape Gruppo Enel SpA cui sono state attribuite tutte le atti-vità connesse all’amministrazione del personale del Gruppo.

Risorse umane

Politiche di sviluppo delle risorse

Organizzazione

Sistemi di remunerazione e incentivazione

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Il personale del Gruppo Enel al 30 giugno 2001 è pari a 78.747 dipendenti.La variazione complessiva rispetto alla consistenza al 31 dicembre 2000 può essere cosìrappresentata:

Consistenza al 31.12.2000 72.647

Variazione di perimetro e acquisizioniWIND 4.920 (1)

Infostrada 3.601 (1)

Altre 551

Assunzioni effettuate da Enel e WIND 893Assunzioni di Infostrada nel primo trimestre 2001 329Trasferimenti netti, scorpori, cessione rami (1.326)Cessazioni (2.868)

Consistenza al 30.06.2001 78.747

(1) Dipendenti al 31 dicembre 2000.

L’aumento di 6.100 dipendenti (pari all’8,4% dell’organico a fine 2000) è il risultatonetto di 893 nuove assunzioni effettuate dal Gruppo Enel (di cui il 50% nelle teleco-municazioni), di 329 assunzioni di Infostrada nel primo trimestre 2001, di 9.072 dipen-denti appartenenti alle società acquisite e consolidate nel semestre (WIND, Infostrada,area gas, EGI, Masefield Coal), di 1.081 uscite per la cessione di ramo aziendale ad ACEA(effettivo dal 1° luglio 2001), di 245 uscite per la cessione delle attività di generazionein Valle d’Aosta, di 2.868 cessazioni conseguenti prevalentemente ai provvedimenti diesodo incentivato.

Nel seguente prospetto è evidenziata la consistenza al 30 giugno 2001 dei dipendentiper categoria di appartenenza, confrontata con quella al 31 dicembre 2000:

n. addetti

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Dirigenti 902 689 213Quadri 5.283 4.640 643Impiegati 46.312 40.050 6.262Operai 26.250 27.268 (1.018)

TOTALE 78.747 72.647 6.100

Consistenza del personale

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La tabella che segue evidenzia l’organico del Gruppo Enel al 30 giugno 2001 suddivisotra le principali aree di attività:

n. addetti % n. addetti %

al 30.06.2001 al 31.12.2000

Capogruppo 546 0,7 1.675 2,3

Società controllateArea Distribuzione e Vendita 41.503 52,7 44.205 60,9Area Generazione 17.381 22,1 17.930 24,7Terna SpA 3.413 4,3 3.001 4,1Area Telecomunicazioni 8.673 11,0 - (1)

Altre attività 7.231 9,2 5.836 8,0

TOTALE GRUPPO 78.747 100,0 72.647 (1) 100,0

(1) I dipendenti di WIND e Infostrada al 31.12.2000 erano pari a 8.521; il totale su base pro forma sarebbequindi di 81.168.

Il semestre è stato caratterizzato dalle trattative volte alla stipula di un contratto collet-tivo nazionale unico per il settore elettrico. Tale contratto, che è stato sottoscritto il 24luglio 2001, sostituisce i tre precedenti, che riguardavano i dipendenti del Gruppo Enel,delle società associate a Federelettrica e ad Assoelettrica (Confindustria).Per il nuovo contratto è stata stabilita una durata quadriennale (dal 1° luglio 2001 al 30giugno 2005) per la parte normativa, e biennale per quella economica, che prevede aregime un aumento medio di lire 150.000 mensili. Per il periodo trascorso dalla scadenzadel precedente contratto (dal 1° gennaio 1999 al 30 giugno 2001) è stata stabilita lacorresponsione di una una tantum media di lire 2.500.000 che verrà distribuita nel pros-simo mese di ottobre.Il nuovo contratto si caratterizza, oltreché per l’ampliamento dell’ambito di applicazio-ne, anche per una ridefinizione dei contratti a termine, con la possibilità di farvi ricorsofino ad un massimo dell’8% dei lavoratori occupati (10% al Sud). Inoltre, vengono rego-lamentati per la prima volta anche i contratti di lavoro interinale, che non potranno supe-rare il 10% di quelli sottoscritti (13% al Sud), l’apprendistato e il telelavoro. L’orario di lavoro non subisce variazioni per i dipendenti del Gruppo Enel, mentre nonviene prevista alcuna disciplina per gli scioperi. A settembre partiranno appositi nego-ziati per giungere a una regolamentazione della materia.

Relazioni industriali

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Il 1° luglio 2001 ha avuto efficacia la cessione ad ACEA delle reti e delle attività di distri-buzione di energia elettrica nei Comuni di Roma e Formello. La cessione si è conclusaper un corrispettivo di 568 milioni di euro.

Il 23 luglio 2001 si è conclusa la procedura per la vendita di Elettrogen con l’aggiudica-zione della società al consorzio Endesa (Endesa 45%; Banco Santander Central Hispanico40%, ASM Brescia 15%) che ha proposto un prezzo d’acquisto di 2.630 milioni di euro.Il valore complessivo della transazione, che prevede il rimborso da parte dell’acquirentedell’indebitamento intragruppo al 31 dicembre 2000, è pari a 3.690 milioni di euro. Ilclosing dell’operazione (e la relativa efficacia del trasferimento della partecipazione) èfissato per il 20 settembre 2001. L’approvazione dell’acquisizione da parte dellaCommissione dell’Unione Europea è avvenuta il 4 settembre 2001. Nel frattempo sono state avviate le attività per la cessione di Eurogen, per la quale sonopreviste le manifestazioni di interesse nel corso del mese di settembre.

Il 30 luglio 2001 si è concluso l’arbitraggio con l’AEM di Torino per la cessione della retedi distribuzione metropolitana. Il ramo d’azienda è stato valutato dal collegio degli arbi-tratori in 248 milioni di euro. Tale importo è giudicato congruo da Enel.

Il 24 luglio 2001 è stato sottoscritto il contratto collettivo nazionale unico per il setto-re elettrico. Tale contratto sostituisce i tre precedenti che riguardavano i dipendenti delGruppo Enel, delle società associate a Federelettrica e ad Assoelettrica (Confindustria).Il nuovo contratto ha durata quadriennale (dal 1° luglio 2001 al 30 giugno 2005) perla parte normativa e biennale per quella economica, e prevede un aumento medio dilire 150.000 mensili.

Il Consiglio di Amministrazione di Enel, nella seduta del 26 luglio 2001, in esecuzionedella delega attribuita dall’Assemblea straordinaria del 25 maggio 2001, ha deliberatol’emissione di uno o più prestiti obbligazionari da collocare in euro o in altra valuta entroil 31 dicembre 2001, per un importo complessivo pari al controvalore di 1 miliardo dieuro, demandando all’Amministratore Delegato la definizione degli importi, delle valu-te, dei tempi e delle caratteristiche delle singole emissioni, nonché la facoltà di richie-derne l’eventuale quotazione presso la Borsa Italiana e/o presso altre Borse estere.

Il TAR della Lombardia, con sentenza depositata il 31 luglio 2001, ha accolto il ricorso pre-sentato il 6 marzo 2001 da Electrone SpA, società grossista di energia, annullando laDelibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas n. 238/00 del 28 dicembre 2000“Definizione dei prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso per i clienti del mercato vincola-to per il 2001” che ha ridotto del 20% la componente di costo a copertura dei costi fissi.Il TAR ha ritenuto fondato il ricorso ponendo l’accento, in particolare, sull’assoluta man-canza di informativa agli interessati circa l’avvio del procedimento culminato con l’ado-zione della delibera e in secondo luogo sulla “non congruità” (sotto l’aspetto della moti-vazione) dell’entità della riduzione apportata alle tariffe in considerazione degli effettisulle imprese distributrici del mercato vincolato e anche su quelle operanti sul mercatolibero. Ora l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas farà ricorso al Consiglio di Stato. Nelfrattempo, c’è l’incertezza sugli effetti immediati della decisione.

Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2001 e prevedibile evoluzione della gestione

Cessione rete urbana di Roma

Cessione di Elettrogen

Procedura di arbitraggio con AEM di Torino

Stipula del contratto collettivonazionale unico del settore elettrico

Emissione di prestiti obbligazionari

Annullamento da parte del TAR della Lombardia della Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettricaed il Gas n. 238/00

Aggiudicazione della gestione delleinfrastrutture idriche calabresi

Partecipazione di WIND a joint venture in Grecia

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Il 30 luglio 2001 Enel.Hydro e Vivendi Water, in consorzio con altri quattro partner(Acquedotto Pugliese, Siba, Italcogim ed Emas) si sono aggiudicati la concessione per lagestione del servizio idrico integrato nell’Ambito Territoriale Ottimale (ATO) di Latina.Il servizio comprende la distribuzione dell’acqua potabile, il collettamento e la depura-zione delle acque reflue, per una durata di 30 anni. L’ATO di Latina raggruppa 38 Comuni;la popolazione servita è di circa 600.000 abitanti, ai quali vanno aggiunti in estate circa500.000 abitanti non residenti.Il consorzio costituirà una società mista a capitale pubblico/privato a maggioranza pub-blica (51%), la quale sarà concessionaria del servizio idrico integrato per 30 anni.Il progetto prevede un programma di investimento di 370 milioni di euro nel periodo diconcessione, al fine di assicurare il servizio di distribuzione dell’acqua potabile a tutta lapopolazione migliorando la sicurezza dell’approvvigionamento idrico. Sono compresi altre-sì nel piano il completamento della rete fognaria e l’aumento della capacità di trattamentodelle acque reflue degli impianti di depurazione. Il volume d’affari previsto ammonta acirca 50 milioni di euro per il primo esercizio e, a regime, a circa 65 milioni di euro.

Il 3 agosto 2001 Enel.Hydro e Acquedotto Pugliese si sono aggiudicate la gara per la gestio-ne delle infrastrutture idriche della Calabria. La gestione avverrà attraverso una società dinuova costituzione, la Società Risorse Idriche Calabresi (So.Ri.Cal), che vedrà come sociodi maggioranza la Regione Calabria e il raggruppamento Enel-Acquedotto Pugliese qualesocio minoritario. La società mista gestirà il sistema regionale di approvvigionamento idri-co primario e di grande trasporto oltre al completamento e all’integrazione dell’imponen-te complesso di opere previste dalla Legge Regionale n. 10 del 1997. L’aggiudicazione èarrivata al termine di una gara che ha visto confrontarsi le maggiori imprese operanti nelsettore della gestione e della costruzione di opere idriche. L’offerta di Enel-AcquedottoPugliese, che è stata giudicata la più conveniente dalla Commissione di esperti indipen-denti istituita dalla Regione Calabria, è caratterizzata da un disegno di progressivo colle-gamento ed integrazione dei grandi schemi idrici calabresi e dei grandi invasi che ne costi-tuiscono il cuore, tra i quali alcuni dei maggiori invasi idroelettrici di Enel.La proposta, che prevede formule gestionali particolarmente innovative, presenta unconsistente piano di investimenti, circa 410 milioni di euro, a integrazione dei fondi pub-blici europei, nazionali e regionali mobilitati per le opere idriche dall’accordo di pro-gramma Stato/Regione Calabria. La So.Ri.Cal, dopo la costituzione prevista per settem-bre 2001, diventerà completamente operativa all’inizio del 2002.

WIND e Public Power Corporation (PPC), l’azienda elettrica greca, hanno siglato il 29agosto 2001 un accordo per offrire servizi di telecomunicazione su banda larga a livel-lo nazionale in Grecia. A tale scopo è stata costituita una joint venture partecipata al50% più una azione da WIND e per la differenza da PPC che realizzerà una “superhighway” di ultima generazione in fibra ottica, per offrire servizi di telefonia fissa, ser-vizi multimediali e applicazioni Internet. La nuova azienda potrà basare la propria archi-tettura di rete sull’importante infrastruttura preesistente degli elettrodotti di PPC sul-l’intero territorio nazionale. È previsto un investimento di 839 milioni di euro per il perio-do 2001-2011, di cui una quota di 355 milioni di euro sarà impegnata nei primi 5 anni.I piani formulati prevedono il conseguimento di ricavi per 350 milioni di euro nel 2005che si porteranno a 850 milioni di euro nel 2011. Il pareggio operativo è previsto entroi primi tre anni dall’avvio commerciale e a fine decennio la società avrà 700 dipendentie un bacino di circa 1.500.000 clienti di rete fissa e 500.000 abbonati a Internet. L’offertasarà indirizzata sia ai clienti azienda sia a quelli residenziali con la previsione di acquisi-re una quota di mercato rispettivamente del 18% e del 14% entro il 2006, posizionan-dosi come il secondo operatore di telefonia fissa del Paese, differenziandosi per innova-

Aggiudicazione della concessione del servizio idrico integrato nell’Ambito Territoriale Ottimale(ATO) di Latina

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zione, trasparenza dei prezzi, qualità e convergenza dei servizi. Nel segmento Internetl’azienda darà particolare enfasi all’offerta di contenuti e servizi a valore aggiunto inno-vativi destinati al mondo del lavoro e dell’intrattenimento, puntando principalmente alleaziende e al segmento giovani. In futuro si punterà a cogliere tutte le sinergie possibilitra il mondo Internet e la TV digitale. L’operazione inaugura l’espansione internazionale di WIND nei mercati ad alto poten-ziale di crescita, a partire dai Paesi del bacino del Mediterraneo.

Il 5 settembre 2001 la Commissione Europea ha dato il via libera alla joint venture tra laSEI e la Fidis (società del Gruppo Fiat) che opererà nel settore del “fleet management”.La nuova società, denominata Leasys, è posseduta per il 51% dalla Fidis e per il 49%dalla SEI e sarà specializzata nella fornitura di servizi di noleggio a lungo termine di vei-coli pesanti e leggeri e di servizi di gestione di parti di autoveicoli in Italia. I due partnerapporteranno alla nuova società il proprio parco di autovetture e veicoli commerciali leg-geri, oltre ai contratti di noleggio a lungo termine ad essi relativi. Fidis apporterà anchei contratti relativi alla gestione del parco autoveicoli, mentre la SEI apporterà il suo parcodi veicoli commerciali pesanti e i contratti di noleggio a lungo termine a essi relativi. Lajoint venture dovrebbe essere operativa entro la fine del 2001.

La seconda parte dell’esercizio vedrà la finalizzazione della cessione di Elettrogen e diimportanti rami di attività di distribuzione dell’energia elettrica nelle aree metropolita-ne, con conseguente riduzione delle quote di mercato nel settore elettrico. Il relativoeffetto sul margine operativo lordo potrà essere mitigato dal favorevole andamento delladomanda di energia elettrica, dalla riduzione dei costi e dallo sviluppo delle nuove atti-vità. In particolare, per il settore delle telecomunicazioni, si prevede il raggiungimentonel corso del secondo semestre, del punto di pareggio a livello di margine operativo.Le dismissioni di asset genereranno comunque cospicue plusvalenze e ingenti flussi dicassa, con conseguenti benefíci in termini di ritorno sul patrimonio netto e di conteni-mento dell’indebitamento.

Joint venture SEI-Fidis (Gruppo Fiat)per la gestione delle flotte aziendali


Risultati economico-finanziari

70


La gestione economica del Gruppo Enel per il primo semestre 2001 è riportata in sinte-si nel seguente prospetto, ottenuto esponendo, con criteri conformi alla prassi interna-zionale, i dati del conto economico redatto secondo lo schema di legge.Al fine di effettuare un confronto con dati omogenei riferiti al primo semestre 2000, ilrelativo conto economico è esposto nella versione pro forma che considera il consoli-damento integrale di WIND per l’intero semestre e quello di Infostrada, unitamente aglieffetti economici indotti dalla sua acquisizione (ammortamento della differenza di con-solidamento e maggiori oneri finanziari), per il secondo trimestre. Viene comunque espo-sto anche il conto economico del primo semestre 2000 nella versione a suo tempo pub-blicata che rifletteva unicamente la valutazione di WIND secondo il metodo del patri-monio netto. Le variazioni riportate nel prospetto e i commenti successivi sono riferiti alconfronto con il conto economico del primo semestre 2000 pro forma.

Milioni di euro % % % %

1° semestre 2001 1° semestre 2000 pro forma Variazioni 1° semestre 2000

Ricavi:- Energia elettrica

e contributi da Cassa Conguaglio 11.372 79,6 10.580 88,6 792 7,5 10.582 93,0- Servizi di telecomunicazione 1.141 8,0 608 5,1 533 87,7 - -- Altri ricavi 1.778 12,4 754 6,3 1.024 135,8 792 7,0Totale ricavi 14.291 100,0 11.942 100,0 2.349 19,7 11.374 100,0

Costi operativi:- Costo del lavoro 1.891 13,2 1.909 16,0 (18) (0,9) 1.810 15,9- Consumi di combustibili 2.607 18,2 2.612 21,9 (5) (0,2) 2.612 23,0- Energia elettrica da terzi 1.743 12,2 1.791 15,0 (48) (2,7) 1.791 15,7- Interconnessioni e roaming 672 4,7 429 3,6 243 56,6 - -- Servizi e godimento beni di terzi 2.007 14,0 961 8,0 1.046 108,8 791 7,0- Combustibile per trading

e gas per la distribuzione 358 2,5 58 0,5 300 517,2 58 0,5- Materiali 490 3,4 512 4,3 (22) (4,3) 378 3,3- Altri costi 322 2,3 199 1,7 123 61,8 148 1,3- Costi capitalizzati (415) (2,9) (472) (4,0) 57 12,1 (455) (4,0)Totale costi operativi 9.675 67,7 7.999 67,0 1.676 21,0 7.133 62,7

MARGINE OPERATIVO LORDO 4.616 32,3 3.943 33,0 673 17,1 4.241 37,3

Ammortamenti e accantonamenti:- Ammortamenti economico-tecnici 2.104 14,7 1.983 16,6 121 6,1 1.700 14,9- Accantonamenti e svalutazioni 162 1,1 170 1,4 (8) (4,7) 149 1,3Totale ammortamenti e accantonamenti 2.266 15,8 2.153 18,0 113 5,2 1.849 16,2

RISULTATO OPERATIVO 2.350 16,5 1.790 15,0 560 31,3 2.392 21,1

- Oneri finanziari netti (521) (3,6) (373) (3,1) (148) (39,7) (269) (2,4)- Equity di partecipazioni - - - - - - (197) (1,7)

RISULTATO ANTE COMPONENTISTRAORDINARIE E IMPOSTE 1.829 12,9 1.417 11,9 412 29,1 1.926 17,0

- Proventi (Oneri) straordinari netti 457 3,2 (21) (0,2) 478 - (21) (0,2)

RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 2.286 16,1 1.396 11,7 890 63,8 1.905 16,8

- Imposte sul reddito 921 6,4 721 6,0 200 (27,7) 922 8,1

UTILE DEL GRUPPO E DI TERZI 1.365 9,7 675 5,7 690 102,2 983 8,7

- Risultato di pertinenza di terzi 164 1,1 186 1,6 (22) 11,8 (1) -

UTILE DEL GRUPPO 1.529 10,8 861 7,3 668 77,6 982 8,7

71


I ricavi del primo semestre 2001 sono pari a 14.291 milioni di euro, in crescita di 2.349milioni di euro (+19,7%) rispetto ai primi sei mesi del 2000. La variazione è analizzatacon riferimento alle principali componenti.

Energia elettrica e contributi da Cassa ConguaglioA partire dal 1° gennaio 2001, per effetto dell’integrazione nelle tariffe della componentedi ricavo destinata alla copertura del costo del combustibile, che fino al 31 dicembre 2000perveniva al Gruppo tramite la Cassa Conguaglio Settore Elettrico, i ricavi delle venditedi energia elettrica e i Contributi dalla Cassa Conguaglio stessa devono essere analizzaticongiuntamente. I ricavi dell’attività elettrica, così definiti, crescono nel semestre di 792milioni di euro (+7,5%) passando da 10.580 milioni di euro a 11.372 milioni di euro. Unaspetto legato alla progressiva evoluzione del mercato elettrico, rappresentato dalla ces-sione, a partire dal 2001, dell’energia prodotta da fonti rinnovabili e assimilate (exProvvedimento CIP n. 6/92) al Gestore della Rete, anziché direttamente a Enel Distribuzione,ha comportato un aumento dei ricavi di circa 130 milioni di euro. Ulteriori 23 milioni dieuro sono rappresentati dai ricavi della CHI Energy Inc., acquisita alla fine del 2000. Ladifferenza residua, pari a 639 milioni di euro, deriva dai seguenti fattori:• la definizione dal 2001 di un prezzo di cessione unico, indipendente dalla fonte di pro-

duzione, che considera anche la quota a copertura dei costi variabili di produzione, inprecedenza erogata dalla Cassa Conguaglio Settore Elettrico per la sola energia di pro-duzione termoelettrica. Ne conseguono maggiori ricavi dalla vendita di energia idroe-lettrica e geotermica prodotta da impianti che non rientrano nel perimetro delProvvedimento CIP n. 6/92 che sono in parte oggetto di restituzione attraverso i mag-giori oneri di accesso alla rete di trasmissione (restituzione della cosiddetta “renditaidroelettrica”). La quota restituita, pari al 75%, concorre peraltro a determinare il note-vole incremento dei costi operativi;

• l’incremento unitario, rispetto al primo semestre 2000, della componente del prezzodi vendita dell’energia destinata a remunerare i costi variabili di produzione, passatoda una media di 3,63 centesimi di euro per kWh nei primi sei mesi del 2000, a 4,80centesimi di euro nel primo semestre 2001 (+32,2%), essendo quest’ultimo determi-nato sulla base dei prezzi dei combustibili della seconda parte del 2000, caratterizza-ta da quotazioni medie elevate;

• il riconoscimento nel mese di giugno 2001 di contributi pregressi sulla produzione daimpianti incentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92 pari a 243 milioni di euro;

• il calo dei volumi di vendita (-9.429 milioni di kWh pari a -8,3%), conseguente all’a-pertura del mercato;

• la discesa delle tariffe del mercato vincolato (in media pari all’11% circa), indotta dal mec-canismo del price cap e dalla riduzione media di circa 0,52 centesimi di euro per kWh (lire10 per kWh) operata dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas sulla componente delprezzo dell’energia destinata alla remunerazione dei costi fissi di produzione.

L’effetto del taglio tariffario è stato in parte mitigato nel semestre dal beneficio connes-so allo spostamento del mix verso i livelli di tensione più remunerativi. Le vendite in bassatensione hanno raggiunto un’incidenza del 58,8% su quelle totali del Gruppo nel mer-cato vincolato, contro il 49,8% del primo semestre 2000. Enel Distribuzione ha inoltretratto beneficio dall’apertura del mercato fornendo servizi di vettoriamento di energiaelettrica agli operatori del mercato libero.

TelecomunicazioniI ricavi dell’attività nel settore delle telecomunicazioni sono passati da 608 milioni di euronei primi sei mesi del 2000 a 1.141 milioni di euro nello stesso periodo del 2001, conuna crescita di 533 milioni di euro (+87,7%) connessa alla progressiva affermazione sulmercato di WIND e Infostrada, nonché alla crescita del mercato di riferimento.

Ricavi

72


Altri ricaviGli altri ricavi crescono nel semestre di 1.024 milioni di euro (+135,8%) per effetto di:• vettoriamenti di energia verso il Gestore della Rete pari a 354 milioni di euro rilevati

nel primo semestre 2001 da Terna. Fino al 31 dicembre 2000 tali corrispettivi eranofatturati a Enel Distribuzione ed Enel Trade; la modifica è conseguente alla nuova rego-lamentazione del mercato elettrico e alla progressiva attribuzione delle funzioni spet-tanti per legge al Gestore della Rete;

• maggiori ricavi per vettoriamenti pari a 141 milioni di euro, conseguiti da EnelDistribuzione principalmente per i maggiori volumi di energia destinata al mercato libe-ro vettoriata sulla propria rete;

• aumento di 234 milioni di euro dei ricavi da trading di combustibili;• aumento di 121 milioni di euro delle vendite di gas naturale;• maggiori volumi dell’attività di ingegneria e costruzioni per 88 milioni di euro;• rilevazione tra le sopravvenienze attive dello storno relativo all’accantonamento di 117

milioni di euro, effettuato nell’esercizio 2000 a fronte di presunti oneri connessi al siste-ma degli stranded cost e non più giustificato a seguito delle normative emanate nelcorso del primo semestre 2001;

• minori ricavi (23 milioni di euro) per contributi di allacciamento e altre componentiminori.

I costi operativi passano da 7.999 milioni di euro nel primo semestre del 2000 a 9.675milioni di euro nello stesso periodo del 2001 registrando un aumento di 1.676 milionidi euro (+21,0%) qui di seguito analizzato.

Costo del lavoroIl costo del lavoro si riduce nel complesso di 18 milioni di euro (-0,9%) per effetto di unadiminuzione di 62 milioni di euro nel settore elettrico e altre attività, di una crescita di33 milioni di euro nelle telecomunicazioni e di un incremento pari a 11 milioni di eurodovuto alla variazione di perimetro nel settore gas ed a CHI Energy Inc.La riduzione che ha interessato l’attività elettrica è legata alla riduzione dell’organico medio,pari a circa il 6%, il cui beneficio è stato in parte ridotto dalla rilevazione degli oneri di com-petenza del semestre connessi alla stipula del nuovo contratto di lavoro di categoria.L’aumento registrato nel settore delle telecomunicazioni deriva principalmente dall’in-cremento della forza lavoro mediamente occupata nel periodo, che ha accompagnatola crescita dell’attività.

Combustibili ed energia elettrica da terziI costi per consumi di combustibili destinati alla produzione termica, pari a 2.607 milio-ni di euro, sono pressoché allineati sul livello dei primi sei mesi del 2000 (2.612 milionidi euro) pur in presenza di un calo del 13,6% della produzione stessa, scontando unmaggior costo medio delle quantità consumate nel primo semestre del 2001 per effet-to principalmente dell’apprezzamento del dollaro USA e dell’incremento dei prezzi all’o-rigine del carbone.I costi per acquisto di energia elettrica da terzi calano di 48 milioni di euro (-2,7%), inlinea con la riduzione delle quantità complessivamente acquistate dal Gruppo (-2,4%).

Interconnessioni e roamingTali servizi, esclusivi delle attività di telecomunicazioni, crescono di 243 milioni di euro(+56,6%) in misura comunque meno che proporzionale rispetto alla crescita dei ricavi,pari all’87,7%. La loro incidenza sui ricavi complessivi del settore scende quindi dal 70,6%del primo semestre 2000 al 58,9% dei primi sei mesi del 2001 a seguito del rapido svi-luppo delle reti di proprietà del Gruppo.

Costi operativi

73


Servizi e godimento beni di terziI costi per servizi e godimento di beni di terzi aumentano, rispetto al primo semestre del2000 di 1.046 milioni di euro (+108,8%) per i seguenti fattori:• maggiori oneri di 489 milioni di euro per l’accesso alla rete di trasmissione gravanti

sull’energia elettrica prodotta da impianti idrici e geotermici non ammessi al regime dicui al Provvedimento CIP n. 6/92 (restituzione della cosiddetta “rendita idroelettrica”);

• maggiori oneri per vettoriamenti di 399 milioni di euro, in relazione alla nuova rego-lamentazione del settore, come sopra descritto, e anche per i maggiori volumi di atti-vità sviluppata da Enel Trade sul mercato libero;

• incremento dei costi per servizi legati alle attività di telecomunicazioni (gestione ester-na di call center, provvigioni ai distributori, affitto circuiti, costi accessori del persona-le ecc.) di circa 90 milioni di euro, correlati all’incremento dei volumi di traffico e allosviluppo e gestione della rete;

• maggiori costi di circa 40 milioni di euro per servizi esterni destinati all’attività di inge-gneria e costruzioni, anch’essa in decisa crescita nel semestre;

• crescita dei costi per servizi informatici di circa 20 milioni di euro per le attività sui pro-getti SAP, conversione all’euro delle varie applicazioni aziendali, progetti “contatoreelettronico” e “Contact Center” dell’area distribuzione ecc.;

• effetto della variazione di perimetro nell’area della distribuzione del gas e del conso-lidamento della CHI Energy Inc. pari a 8 milioni di euro.

Altre tipologie di costi operativiNell’ambito delle altre tipologie di costi operativi si evidenzia quanto segue:• i costi per acquisto di combustibili per l’attività di trading e di gas per la distribuzione

passano da 58 milioni di euro nel primo semestre 2000 a 358 milioni nell’analogoperiodo del 2001, con una crescita di 300 milioni di euro legata allo sviluppo dei duesettori operativi;

• i costi per materiali calano di 22 milioni di euro (-4,3%) per effetto delle iniziative dirazionalizzazione intraprese e a seguito del rallentamento dell’attività costruttiva nelcorso del semestre;

• gli altri costi si incrementano di 123 milioni di euro, passando da 199 milioni di euroa 322 milioni di euro nel primo semestre 2001 principalmente per maggiori soprav-venienze e minusvalenze pari a 77 milioni di euro, 18 milioni di euro di maggiori impo-ste locali, oltre a 10 milioni di euro per il contributo sulla continuità del servizio;

• la capitalizzazione di costi scende da 472 a 415 milioni di euro per effetto della mino-re attività di realizzazione di impianti con risorse interne.

74


Il margine operativo lordo si attesta nel primo semestre del 2001 a 4.616 milioni di euro,in crescita di 673 milioni di euro (+17,1%) rispetto ai primi sei mesi del 2000. La varia-zione è così analizzabile nelle sue principali componenti:

Milioni di euro

Miglioramento del settore telecomunicazioni 162

Sviluppo di nuove attività 44

Miglioramento del settore elettrico:- riconoscimento di contributi Cassa Conguaglio pregressi 243- proventizzazione dell’accantonamento 2000 per stranded cost 117- benefíci sui combustibili e sul mix delle fonti di produzione,al netto del calo delle tariffe e dei volumi di vendita 107

467

TOTALE 673

Il miglioramento del settore telecomunicazioni deriva dal successo che il mercato stariservando all’offerta di servizi proposta da WIND e Infostrada. Notevoli benefíci sonoattesi peraltro dalle sinergie commerciali e operative in grado di scaturire dall’integra-zione delle due entità, che nel semestre hanno ancora operato in modo separato.I contributi forniti al margine operativo lordo dallo sviluppo di nuove attività derivanodalla CHI Energy Inc. (16 milioni di euro), dalle società di distribuzione del gas (13 milio-ni di euro), dal trading di combustibile (11 milioni di euro) e dall’illuminazione pubblica(4 milioni di euro). L’attività del settore elettrico ha registrato nel primo semestre 2001 componenti di red-dito di carattere non ricorrente per un totale di 360 milioni di euro, rappresentati da 243milioni di euro relativi a contributi pregressi su produzione da impianti incentivati exProvvedimento CIP n. 6/92 e da 117 milioni di euro derivanti dalla proventizzazione del-l’accantonamento 2000 per stranded cost. La gestione ordinaria ha beneficiato di van-taggi sul fronte dell’utilizzo e del rimborso del costo dei combustibili oltreché di un mixdi fonti di produzione più favorevole rispetto a quello dei primi sei mesi del 2000, anchein relazione alle nuove disposizioni tariffarie che prevedono una parità di remunerazio-ne dell’energia, indipendentemente dalla fonte con cui è prodotta (con il parziale cor-rettivo rappresentato dal meccanismo della “restituzione della rendita idroelettrica”). Talibenefíci sono stati superiori all’impatto derivante dal calo delle tariffe (-11% circa) e dallariduzione dei volumi di vendita (-8,3%).

Il risultato operativo passa da 1.790 milioni di euro a 2.350 milioni di euro, in crescitadi 560 milioni di euro (+31,3%) rispetto al primo semestre del 2000 scontando mag-giori ammortamenti e accantonamenti per 113 milioni di euro. Il settore delle teleco-municazioni ha evidenziato una crescita degli ammortamenti e accantonamenti per 155milioni di euro in relazione principalmente agli ingenti investimenti effettuati per la rea-lizzazione e lo sviluppo della rete. Inoltre 16 milioni di euro sono costituiti dall’ammor-tamento delle differenze di consolidamento relative alle nuove società dell’area gas ealla CHI Energy Inc. Nel settore elettrico gli ammortamenti e accantonamenti sono scesidi 58 milioni di euro per effetto sia di minori accantonamenti, sia dei minori ammorta-menti correlati alle efficienze conseguite negli ultimi quattro esercizi sulle attività diinvestimento.

Margine operativo lordo

Risultato operativo

75


Crescono da 373 milioni di euro a 521 milioni di euro (+39,7%) per effetto del maggiorindebitamento acceso essenzialmente per il finanziamento degli investimenti nel setto-re delle telecomunicazioni (tra cui la licenza UMTS), delle acquisizioni societarie nei set-tori distribuzione gas e produzione energia da fonti rinnovabili.L’incidenza degli oneri finanziari netti sui ricavi è pari al 3,6% rispetto al 3,1% delprimo semestre 2000. Il rapporto tra il risultato operativo e gli oneri finanziari netti èdi 4,5 nel primo semestre 2001, sostanzialmente in linea con quello del primo seme-stre 2000, pari a 4,8.

Le componenti straordinarie, che nel primo semestre 2000 rappresentavano un onerenetto di 21 milioni di euro, sono positive ed ammontano a 457 milioni di euro nei primisei mesi del 2001.I proventi straordinari includono 501 milioni di euro relativi all’iscrizione dell’ammonta-re dell’energia elettrica erogata alla fine dell’anno 2000 e non rilevabile in tale eserciziosulla base delle precedenti modalità di accertamento, così come spiegato nelle “Noteillustrative”. Un ulteriore elemento di rilievo è rappresentato dalla plusvalenza conse-guita con la cessione degli impianti di produzione situati in Valle d’Aosta per un ammon-tare di 429 milioni di euro. Altre plusvalenze sono derivate dalla cessione del 49% diDeval per 18 milioni di euro e del 51% dell’Immobiliare Rio Nuovo per 8 milioni di euro.Gli oneri straordinari si riferiscono principalmente alla svalutazione di 501 milioni di eurorilevata a seguito della pianificata dismissione anticipata dei contatori statici, attualmentein uso, conseguente alla prevista installazione dei contatori elettronici nell’ambito delprogetto “Telegestore”.

Il risultato ante imposte cresce, rispetto al primo semestre 2000, di 890 milioni di euro(+63,8%) per effetto delle seguenti componenti:

Milioni di euro

Variazione del risultato operativo 560Aumento degli oneri finanziari netti (148)Effetto delle componenti straordinarie 478

TOTALE 890

Le imposte sul reddito presentano un’incidenza del 40,3% sul risultato ante imposte afronte del 51,6% del primo semestre 2000, riesposto pro forma per riflettere il consoli-damento integrale di WIND, di Infostrada e degli effetti connessi alla sua acquisizione.L’incidenza del primo semestre 2001 è influenzata dalla presenza di cospicue plusvalenzeche beneficiano della tassazione in base a imposta sostitutiva del 19% in luogo dellanormale aliquota (IRPEG e IRAP) del 40,25%. L’incidenza fiscale determinata sul solorisultato ordinario è pari al 47% rispetto al 48,4% del primo semestre 2000. Le imposte del primo semestre 2001, a differenza di quelle dello stesso periodo del 2000,riflettono la rilevazione di imposte anticipate calcolate sulla perdita di WIND, in funzio-ne delle ipotesi formulate in merito alla futura validità fiscale di tali perdite. Il primo semestre del 2001 ha infine beneficiato della riduzione di un punto dell’aliquo-ta IRPEG, rispetto a quella vigente nel 2000.

Oneri finanziari netti

Proventi straordinari netti

Risultato prima delle imposte

Imposte sul reddito

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I flussi finanziari del primo semestre 2001 sono rappresentati nel seguente rendiconto finan-ziario, posto a confronto con quello del primo semestre 2000 a suo tempo pubblicato.Esso era riferito a un perimetro di attività che non includeva il settore delle telecomunica-zioni, avendo WIND riflesso nella situazione consolidata in base al metodo del patrimonionetto. I flussi del primo semestre 2001 si riferiscono al nuovo perimetro, che considera l’at-tività svolta da WIND nell’intero periodo e quella di Infostrada per il secondo trimestre, oltrealle nuove società operanti nel settore del gas e alla CHI Energy Inc., acquisita a fine 2000.

Milioni di euro


CASH FLOW DELLA GESTIONE CORRENTEUtile dell’esercizio (Gruppo e Terzi) 1.365 983 382Ammortamenti 2.104 1.700 404Svalutazioni di immobilizzazioni 501 198 303Variazione netta fondi diversi (224) 49 (273)Variazione netta ordinaria fondo trattamento fine rapporto (4) 41 (45)Minusvalenze/plusvalenze ed elementi straordinari (935) 4 (939)Proventi finanziari (92) (52) (40)Oneri finanziari 617 321 296Imposte sul reddito 921 922 (1)Liquidità generata dall’attività d’esercizio prima delle variazioni del capitale circolante netto 4.253 4.166 87

(Aumento)/Diminuzione:Rimanenze (47) (256) 209Crediti (976) 42 (1.018)Ratei e risconti attivi (145) (160) 15Crediti netti verso Cassa Conguaglio 1.412 (540) 1.952Debiti (913) (457) (456)Altre passività 91 179 (88)

Liquidità generata dall’attività operativa 3.675 2.974 701

Interessi incassati 92 52 40Interessi pagati (440) (286) (154)Imposte sul reddito pagate (682) (694) 12

Liquidità generata dalla gestione corrente 2.645 2.046 599

CASH FLOW PER L’ATTIVITÀ DI INVESTIMENTOInvestimenti in immobilizzazioni immateriali (559) (54) (505)Investimenti in immobilizzazioni materiali (1.576) (1.162) (414)Investimenti in partecipazioni consolidate (al netto delle disponibilità liquide delle società acquisite) (8.127) (54) (8.073)Investimenti in immobilizzazioni finanziarie e altre (34) (362) 328Disinvestimenti di immobilizzazioni materiali 1.235 40 1.195Altre variazioni delle immobilizzazioni (23) 47 (70)

Liquidità impiegata nell’attività di investimento (9.084) (1.545) (7.539)

CASH FLOW PER L’ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTOVariazione dei debiti a medio-lungo termine 2.239 (758) 2.997Variazione dei debiti netti a breve termine e linee di credito 5.694 1.531 4.163Dividendi pagati e riserve distribuite (1.578) (1.453) (125)Aumenti di capitale versati da terzi 191 - 191

Liquidità dell’attività di finanziamento 6.546 (680) 7.226

CASH FLOW GENERATO (IMPIEGATO) NEL PERIODO 107 (179) 286

DISPONIBILITÀ LIQUIDE INIZIALI 491 530 (39)Disponibilità liquide iniziali di WIND 61 - 61DISPONIBILITÀ LIQUIDE FINALI 659 351 308

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Gli elementi patrimoniali acquisiti a seguito del consolidamento integrale di WIND (valu-tata con il metodo del patrimonio netto fino al 31 dicembre 2000) e dell’acquisto dipartecipazioni di controllo nel corso del primo semestre 2001 sono dettagliati nellaseguente tabella:

Milioni di euro Consolidamento WIND Società acquisite Totale

Differenze di consolidamento 562 8.028 8.590Immobilizzazioni immateriali 2.418 796 3.214Immobilizzazioni materiali 1.234 1.020 2.254Immobilizzazioni finanziarie (772) 14 (758)Totale immobilizzazioni 3.442 9.858 13.300

Capitale circolante netto (712) (540) (1.252)Fondi e altre partite (6) (8) (14)Debiti finanziari (2.785) (1.183) (3.968)

TOTALE (61) 8.127 8.066

La liquidità generata dalla gestione corrente nel primo semestre 2001 è stata pari a 2.645milioni di euro, in crescita di 599 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2000, cuihanno contribuito in via principale i seguenti fattori:• il miglioramento di 87 milioni di euro della liquidità generata dall’attività d’esercizio

prima delle variazioni del circolante netto;• il maggiore apporto di 614 milioni di euro fornito dalla gestione del capitale circolan-

te netto, cui ha contribuito la riduzione di 1.412 milioni di euro del saldo netto versola Cassa Conguaglio per l’incasso di crediti pregressi (nel primo semestre 2000 il mede-simo credito netto era cresciuto di 540 milioni di euro, per cui la differenza tra i flussiè di 1.952 milioni di euro) in parte assorbita dalla variazione delle altre componenti,in particolare dall’aumento dei crediti. Questi hanno determinato un differenziale nega-tivo in termini di flussi per 1.018 milioni di euro conseguente in massima parte all’a-deguamento del criterio di rilevazione dei ricavi tariffari sul mercato vincolato indottodalla nuova normativa. Altri fattori che hanno contribuito all’aumento dell’esposizio-ne sono rappresentati dai maggiori crediti verso il Gestore della Rete per la vendita dienergia da impianti incentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92 e per l’utilizzo della retedi trasmissione nazionale di proprietà di Terna, nonché dai maggiori volumi di attivitàdi Enel Trade sul mercato libero dell’energia. I debiti hanno determinato un differen-ziale di flussi negativo per 456 milioni di euro indotto principalmente dal pagamentodi conguagli su acquisti di energia elettrica da terzi, compensati dal recupero di credi-ti iscritti verso la Cassa Conguaglio per il medesimo titolo;

• maggiori esborsi per oneri finanziari netti per 114 milioni di euro, conseguenti alla cre-scita dell’indebitamento finanziario.

Le necessità finanziarie destinate agli investimenti, al netto di quanto generato dai disin-vestimenti, sono cresciute nel primo semestre 2001 di 7.539 milioni di euro, principal-mente per l’acquisizione di Infostrada, che ha comportato un esborso di 7.632 milionidi euro. I proventi derivanti dalla cessione dell’attività di produzione localizzata in Valled’Aosta, del 51% dell’Immobiliare Rio Nuovo e di cespiti minori, hanno generato mag-giori flussi per 1.195 milioni di euro, consentendo di coprire il maggior fabbisogno richie-sto dalle altre iniziative societarie, pari a 441 milioni di euro (concentrati in prevalenzanel settore della distribuzione del gas), e dagli investimenti in immobilizzazioni.

Cash flow della gestione corrente

Cash flow per l’attività di investimento

78


I fabbisogni finanziari assorbiti dagli investimenti sono stati coperti mediante il ricorsoall’indebitamento a medio-lungo termine e all’utilizzo di linee di credito revolving. I debiti a medio-lungo termine salgono nel primo semestre 2001 di 2.239 milioni di euro,a fronte dei rimborsi netti di 758 milioni di euro effettuati nella prima metà del 2000. Inuovi finanziamenti sono ammontati a 2.781 milioni di euro, di cui 2.000 milioni di europer un prestito obbligazionario al 5% fisso con scadenza a tre anni, mentre i rimborsisono stati pari a 542 milioni di euro.La crescita dell’indebitamento netto a breve termine, pari a 5.694 milioni di euro (l’incre-mento era stato di 1.531 milioni di euro nei primi sei mesi del 2000), è avvenuta principal-mente tramite l’utilizzo della linea di credito revolving da 10 miliardi di euro sottoscritta nel-l’ultima parte del 2000 anche con l’obiettivo di assicurare la copertura finanziaria dell’ac-quisizione di Infostrada. Le dismissioni di asset già finalizzate (vendita di Elettrogen, cessio-ne dell’attività di distribuzione di energia in Roma ad ACEA) e quelle in corso di perfeziona-mento (relative principalmente ad attività di distribuzione di energia nei grandi bacini urba-ni) consentiranno di ridurre in modo significativo l’esposizione finanziaria a breve termine.

L’effetto combinato dei vari flussi finanziari ha determinato un incremento delle dispo-nibilità liquide iniziali di 107 milioni di euro. Le disponibilità liquide finali, pari a 659 milio-ni di euro, sono rappresentate da disponibilità presso banche e conti postali pari a 532milioni di euro e da altre attività finanziarie a breve per un importo di 127 milioni di euro.I fondi disponibili presso banche sono costituiti in prevalenza da fondi destinati alla coper-tura di esborsi da effettuarsi nei primi giorni di luglio 2001.

L’indebitamento finanziario complessivo al 30 giugno 2001 e le variazioni rispetto alla situa-zione pro forma al 31 dicembre 2000, determinata in funzione del consolidamento integraledi WIND e riflettendo gli effetti indotti dall’acquisizione di Infostrada, sono i seguenti:

Cash flow per l’attività di finanziamento

Cash flow generato nel periodoe disponibilità liquide

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 pro forma Variazione al 31.12.2000

Indebitamento a medio-lungo termine:- Finanziamenti bancari 6.379 5.803 576 3.845- Obbligazioni 8.462 6.675 1.787 6.675- Obbligazioni proprie e altre partite (570) (573) 3 (574)

14.271 11.905 2.366 9.946

- Debiti verso altri finanziatori 554 1.358 (804) 105

Indebitamento a medio-lungo termine 14.825 13.263 1.562 10.051

Finanziamento a WIND Telecomunicazioni - - - (468)

Posizione finanziaria netta a medio-lungo termine 14.825 13.263 1.562 9.583

Indebitamento a breve termine:- Finanziamenti a 18 mesi 1.024 1.024 1.024- Utilizzi di linee di credito revolving 7.003 9.048 (2.045) 1.666- Altri finanziamenti a breve verso banche 3.198 1.367 1.831 1.339

11.225 11.439 (214) 4.029

Altri debiti finanziari a breve termine 3 339 (336) 317

Indebitamento a breve termine 11.228 11.778 (550) 4.346

Crediti finanziari per operazioni di factoring (265) (55) (210) (55)Disponibilità presso banche e titoli a breve (659) (560) (99) (491)

(924) (615) (309) (546)

Posizione finanziaria netta a breve termine 10.304 11.163 (859) 3.800

INDEBITAMENTO FINANZIARIO COMPLESSIVO 25.129 24.426 703 13.383

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La situazione patrimoniale al 30 giugno 2001, riclassificata secondo criteri gestionali econfrontata con quella pro forma al 31 dicembre 2000, determinata in funzione del con-solidamento integrale di WIND e riflettendo gli effetti indotti dall’acquisizione di Infostrada,che considerano la rilevazione della differenza di consolidamento e dell’indebitamentoacceso per l’acquisizione, è la seguente:

Le immobilizzazioni nette sono pressoché in linea con quelle a perimetro sostanzialmenteomogeneo di fine esercizio. Le immobilizzazioni materiali e immateriali si riducono di 104 milioni di euro per effetto deiseguenti movimenti:• ammortamenti rilevati nel semestre per 2.104 milioni di euro;• svalutazione dei contatori statici per 501 milioni di euro, rappresentati dal valore residuo

non ammortizzato al termine del periodo di sostituzione con i misuratori elettronici;• dismissioni per un totale di 833 milioni di euro;• investimenti diretti pari a 2.135 milioni di euro;• incrementi indotti dalle acquisizioni operate nel corso del semestre nei settori della distri-

buzione del gas e della produzione di energia da fonti rinnovabili pari a 823 milioni di euro; • oneri accessori correlati all’acquisto di Infostrada, sostenuti alla fine del primo semestre

2001 per un ammontare di 372 milioni di euro e non riflessi nei saldi pro forma di fineesercizio 2000.

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 pro forma Variazione al 31.12.2000

Immobilizzazioni nette:- Materiali e immateriali 50.867 50.971 (104) 38.067- Finanziarie 786 695 91 1.465Totale 51.653 51.666 (13) 39.532

Capitale circolante netto:- Clienti 6.136 4.444 1.692 3.709- Rimanenze 1.757 1.708 49 1.651- Altre attività e Cassa Conguaglio netta 1.321 2.792 (1.471) 2.723- Fornitori (4.787) (6.107) 1.320 (4.538)- Debiti tributari netti (652) (196) (456) (239)- Altre passività (6.035) (5.336) (699) (4.866)Totale (2.260) (2.695) 435 (1.560)

Capitale investito lordo 49.393 48.971 422 37.972

Fondi diversi:- Fondo trattamento di fine rapporto (1.561) (1.557) (4) (1.525)- Fondo previdenza integrativa (402) (414) 12 (413)- Fondo imposte differite nette (2.789) (2.862) 73 (3.152)- Fondi altri (967) (1.213) 246 (1.170)Totale (5.719) (6.046) 327 (6.260)

Capitale investito netto 43.674 42.925 749 31.712

Patrimonio netto del Gruppo 18.277 18.312 (35) 18.312Patrimonio netto di terzi 268 187 81 17Patrimonio netto complessivo 18.545 18.499 46 18.329

Indebitamento finanziario complessivo 25.129 24.426 703 13.383

TOTALE 43.674 42.925 749 31.712

80


L’incremento delle immobilizzazioni finanziarie, pari a 91 milioni di euro, è costituito da 49milioni di euro relativi alla quota del 49% dell’Immobiliare Rio Nuovo e dai crediti vantativerso la medesima.

Il capitale circolante netto, negativo per 2.695 milioni di euro a fine 2000, perviene al 30giugno 2001 ad un valore sempre negativo di 2.260 milioni di euro. La variazione è deter-minata in misura principale dall’aumento dei crediti verso clienti e dalla riduzione dei debitiverso fornitori, compensati dalla riduzione dei crediti verso la Cassa Conguaglio per effettodei fenomeni delineati in sede di commento ai flussi di cassa del periodo. L’incremento dei debiti tributari netti riflette la rilevazione delle imposte sul reddito di com-petenza del semestre al netto dei versamenti effettuati a titolo di saldo e di acconto, men-tre l’aumento delle altre passività consegue principalmente al sorgere nel semestre del debi-to di 362 milioni di euro per la quota a saldo della licenza UMTS, nonché al maggior debitodi 112 milioni di euro verso il personale, sorto a seguito della finalizzazione del contratto dilavoro del settore elettrico.

Il capitale investito netto, per effetto anche della riduzione dei fondi diversi di 327 milioni dieuro, passa da 42.925 milioni di euro di fine 2000 a 43.674 milioni di euro al 30 giugno2001, con una crescita di 749 milioni di euro. Esso è coperto dal patrimonio netto (del Gruppoe di terzi) pari a 18.545 milioni di euro e dall’indebitamento complessivo di 25.129 milionidi euro. Quest’ultimo presenta un’incidenza sul patrimonio netto di 1,3, in linea con quelladei dati pro forma di fine 2000.Escludendo l’impegno finanziario per l’acquisizione di Infostrada e l’indebitamento della stes-sa sui dati del 31 dicembre 2000, l’incidenza dell’indebitamento del Gruppo (16.107 milio-ni di euro) sul patrimonio netto complessivo (18.499 milioni di euro) è pari a 0,9.

Prospetti contabili consolidatie note illustrative

84


Milioni di euro

ATTIVO al 30.06.2001 al 31.12.2000 al 30.06.2000

CREDITI VERSO SOCI PER VERSAMENTI ANCORA DOVUTI - - -

IMMOBILIZZAZIONIImmateriali 14.374 2.323 2.317Materiali 36.493 35.744 37.410Finanziarie 786 1.935 846Totale immobilizzazioni 51.653 40.002 40.573

ATTIVO CIRCOLANTERimanenze 1.757 1.651 1.261Crediti 9.057 8.916 6.027Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni 932 701 521Disponibilità liquide 535 390 351Totale attivo circolante 12.281 11.658 8.160

RATEI E RISCONTI ATTIVI 319 159 289

TOTALE ATTIVO 64.253 51.819 49.022

Stato patrimoniale consolidato

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P r o s p e t t i c o n t a b i l i c o n s o l i d a t i e n o t e i l l u s t r a t i v e

Milioni di euro

PASSIVO al 30.06.2001 al 31.12.2000 al 30.06.2000

PATRIMONIO NETTOCapitale 6.263 6.263 6.263Riserva legale 1.253 1.253 1.253Altre riserve 2.258 3.146 3.146Utili portati a nuovo 6.974 5.462 5.463Utile dell’esercizio/periodo del Gruppo 1.529 2.188 982Patrimonio netto del Gruppo 18.277 18.312 17.107

Capitale e riserve di azionisti terzi 268 17 8

Patrimonio netto del Gruppo e di terzi 18.545 18.329 17.115

FONDI PER RISCHI ED ONERI 5.236 5.372 5.499

TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO DI LAVORO SUBORDINATO 1.561 1.525 1.588

DEBITIObbligazioni 8.462 6.675 6.833Debiti verso banche 17.604 7.874 6.740Fornitori e altri debiti 11.911 11.389 10.482Totale debiti 37.977 25.938 24.055

RATEI E RISCONTI PASSIVI 934 655 765

TOTALE PASSIVO 64.253 51.819 49.022

CONTI D’ORDINEGaranzie prestate 90 90 21Altri conti d’ordine 45.859 47.666 91.319Totale conti d’ordine 45.949 47.756 91.340

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Milioni di euro

1° semestre 2001 1° semestre 2000 2000

VALORE DELLA PRODUZIONERicavi delle vendite e delle prestazioni 13.840 11.127 24.591Variazione dei lavori in corso su ordinazione 133 73 97Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni 415 455 878Altri ricavi e proventi 340 174 506Totale valore della produzione 14.728 11.829 26.072

COSTI DELLA PRODUZIONEPer materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci 5.110 4.972 11.262Per servizi 2.432 674 2.295Per godimento di beni di terzi 268 117 232Per il personale 1.891 1.810 3.531Ammortamenti 2.104 1.700 3.459Svalutazioni 75 45 75Variazioni delle rimanenze di materie prime,sussidiarie, di consumo e di merci 89 (133) (368)Accantonamenti per rischi 47 78 222Altri accantonamenti 40 26 237Oneri diversi di gestione 322 148 374Totale costi della produzione 12.378 9.437 21.319

Differenza tra valore e costi della produzione 2.350 2.392 4.753

PROVENTI E ONERI FINANZIARIProventi da partecipazioni delle immobilizzazioni finanziarie 4 1 -Altri proventi finanziari 92 51 150Interessi e altri oneri finanziari 617 321 798Totale proventi e oneri finanziari (521) (269) (648)

RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITÀ FINANZIARIE - (197) (458)

PROVENTI E ONERI STRAORDINARIProventi 1.037 24 415Oneri 580 45 223Totale delle partite straordinarie 457 (21) 192

Risultato prima delle imposte 2.286 1.905 3.839Imposte sul reddito 921 922 1.649Risultato dell’esercizio/periodo 1.365 983 2.190Risultato di pertinenza di terzi 164 (1) (2)

UTILE DELL’ESERCIZIO/PERIODO DEL GRUPPO 1.529 982 2.188

Conto economico consolidato

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L’area di consolidamento comprende la Capogruppo Enel SpA e le società nelle quali lastessa esercita direttamente o indirettamente un controllo attraverso la maggioranza deidiritti di voto, così come definito dall’art. 2359 del cod. civ. Come evidenziato nell’allegato elenco delle partecipazioni, sono state escluse dal perime-tro del consolidato alcune società e alcuni consorzi in considerazione della loro irrilevanza. L’elenco delle società incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale, tuttecon l’esercizio sociale coincidente con l’anno solare, è riportato in allegato e costituisceparte integrante della presente nota. Rispetto all’esercizio 2000 l’area di consolidamento ha subíto modifiche di rilievo a segui-to essenzialmente del consolidamento integrale di WIND Telecomunicazioni SpA, prece-dentemente valutata con il metodo del patrimonio netto a causa delle restrizioni all’eser-cizio del controllo, e dell’inclusione nel perimetro di consolidamento delle società neo-acquisite Infostrada (di cui è consolidato economicamente il solo periodo aprile-giugno, inquanto l’acquisizione è avvenuta a fine marzo 2001), EGI Ltd. (consolidata solo patrimo-nialmente in quanto l’acquisizione è stata perfezionata a fine giugno 2001), e delle societàdi distribuzione del gas. Con riguardo a queste ultime si segnala che per le società acqui-site nei mesi di maggio e giugno 2001, si è proceduto al solo consolidamento patrimo-niale. Nel periodo, inoltre, sono state consolidate in quanto divenute operative, Deval SpAe Ape Gruppo Enel SpA. Tali variazioni presentano nel complesso dimensioni significative,pertanto nella nota illustrativa sono riportati, per le principali voci, i relativi importi.Le situazioni contabili oggetto di consolidamento sono redatte in conformità ai criteri divalutazione previsti dalle norme di legge, interpretati ed integrati dai corretti princípi con-tabili, sostanzialmente omogenei nell’ambito del Gruppo, e operando, ove necessario, l’e-liminazione di poste di natura fiscale e l’adeguamento ai princípi adottati dalla Capogruppo.La Delibera dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas n. 230 del 5 gennaio 2001 hainglobato nelle tariffe di spettanza delle società di distribuzione la componente a coper-tura del costo del combustibile, che fino al 2000 veniva riconosciuta direttamente dallaCassa Conguaglio alle società di produzione. I ricavi per vendite di energia sul mercatovincolato includono quindi, a decorrere dal 1° gennaio 2001, tale componente, che inprecedenza transitava tra i ricavi per contributi da Cassa Conguaglio. Al fine di mantenere la piena contrapposizione dei ricavi per vendita di energia ai rela-tivi costi, altrimenti alterata per effetto del nuovo sistema tariffario, dal 1° gennaio 2001,i ricavi per vendite di energia sul mercato vincolato considerano i quantitativi erogati nelperiodo di riferimento, determinati integrando, con opportune stime, quelli rilevati inbase a prefissati calendari di lettura. Fino al 31 dicembre 2000 si consideravano le solequantità rilevate sulla base dei citati calendari di lettura. Conseguentemente, a seguitodelle modifiche intervenute, si è reso necessario evidenziare, tra i proventi straordinaridel primo semestre 2001, 501 milioni di euro relativi all’ammontare dell’energia eroga-ta alla fine dell’esercizio 2000 e non rilevabile in tale esercizio sulla base delle precedentimodalità di accertamento.

Le principali tecniche di consolidamento, in linea con quelle utilizzate nei precedenti eser-cizi, sono le seguenti:• la differenza tra il costo di acquisizione delle partecipazioni e la relativa quota del patri-

monio netto è imputata a rettifica delle specifiche voci dell’attivo e del passivo sulla basedella valutazione effettuata all’atto dell’acquisto o all’atto dell’acquisizione del controllo,se ottenuto a seguito di acquisti successivi. L’eventuale residuo positivo è iscritto nelleimmobilizzazioni immateriali nella voce “differenze da consolidamento”; se negativo èiscritto alla voce del patrimonio netto consolidato “riserva di consolidamento”;

• le quote del risultato economico e del patrimonio netto delle partecipate di compe-tenza di azionisti terzi sono esposte in un’apposita voce del conto economico e delpatrimonio netto;

Forma e struttura della situazione contabile consolidata

Criteri e procedure di consolidamento

Note illustrative

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• gli utili e le perdite non ancora realizzati derivanti da operazioni fra società del Gruppodi entità significativa sono eliminati, così come le partite che danno origine a debiti ecrediti, costi e ricavi fra le società consolidate;

• i dividendi distribuiti all’interno del Gruppo sono eliminati dal conto economico con-solidato;

• le rettifiche apportate alle situazioni contabili delle singole società per eliminare postedi natura fiscale e per uniformarle, ove necessario, a princípi contabili utilizzati nel bilan-cio di esercizio della Capogruppo, nonché le altre rettifiche di consolidamento, tengo-no conto, quando applicabile, del loro effetto fiscale anticipato o differito, rilevato nelleapposite voci;

• le situazioni contabili delle società consolidate operanti in Paesi non inclusi nell’areaeuro sono convertite in milioni di euro applicando alle voci dello stato patrimoniale icambi correnti alla fine del periodo (USD = 1,179 euro; Lst = 1,658 euro) e alle voci diconto economico i cambi medi del semestre (USD = 1,113 euro; Lst = 1,603 euro). Ledifferenze cambio derivanti dall’applicazione di tale principio di conversione sono rile-vate alla voce del patrimonio netto “riserve per differenze cambio”.

Per la redazione della situazione contabile consolidata al 30 giugno 2001 sono confer-mati i criteri di valutazione utilizzati per il bilancio 2000. Tali criteri sono in linea con quan-to previsto dall’art. 2426 cod. civ., integrato dai princípi contabili elaborati dai ConsigliNazionali dei Dottori Commercialisti e dei Ragionieri. I criteri più significativi sono illustrati nel seguito.

Immobilizzazioni immaterialiSono iscritte al costo determinato secondo i criteri indicati per le immobilizzazioni mate-riali. Riflettono il residuo da ammortizzare delle spese ad utilità pluriennale. L’ammortamentoviene calcolato a quote costanti ed è determinato in base alla prevista utilità economica.L’avviamento viene rilevato nell’attivo patrimoniale se acquisito a titolo oneroso ed èammortizzato in quote costanti in cinque anni o su un periodo diverso se ritenuto mag-giormente rappresentativo della realtà economico-aziendale sottostante. Tale criterio vieneapplicato anche per le differenze da consolidamento. È inoltre rilevato il contributo straor-dinario dovuto in conseguenza della soppressione del Fondo Previdenza Elettrici (FPE),previsto dalla Legge n. 488 del 23 dicembre 1999 (legge finanziaria 2000) ed ammortiz-zato in un periodo di 20 anni, come consentito anche dalla stessa legge.

Immobilizzazioni materialiSono rilevate in base al costo di acquisizione o di produzione comprensivo dei costi acces-sori direttamente imputabili e delle rivalutazioni monetarie effettuate ai sensi di legge. Ilvalore degli impianti elettrici primari è comprensivo inoltre degli interessi computati finoal 31 dicembre 1988 sulle somme investite per nuove costruzioni. Il costo, come sopradefinito, viene svalutato in caso di perdite durevoli di valore e ripristinato (al netto dei soliammortamenti) qualora vengano meno tali presupposti.I costi per manutenzioni di carattere ricorrente sono imputati al conto economico delperiodo in cui sono sostenuti.Le immobilizzazioni in oggetto sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio aquote costanti in base ad aliquote che riflettono la residua possibilità di utilizzazione deicespiti (aliquote economico-tecniche). Le aliquote degli impianti del settore elettrico sonostate determinate in base ad uno specifico studio. Per le reti di distribuzione si è tenutoconto dei contributi ricevuti dai clienti. I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzatisulla durata della relativa concessione, se inferiore alla vita utile come sopra definita.

Princípi contabili

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Con riferimento al settore elettrico le principali aliquote utilizzate sono le seguenti:

Aliquote economico-tecniche

Fabbricati civili 2,5%Centrali idroelettriche (*) 2,5%Centrali termoelettriche (*) 5,0%Centrali geotermoelettriche 8,0%Centrali con fonti energetiche alternative 4,7%Linee di trasporto 2,85%Stazioni di trasformazione 5,0%Reti a media e bassa tensione di distribuzione 5,0-5,5%

(*) Ad esclusione dei beni gratuitamente devolvibili.

Le aliquote economico-tecniche sono applicate in misura dimezzata sugli incrementipatrimoniali del periodo. Gli ammortamenti eccedenti le aliquote economico-tecniche, stanziati dalle singolesocietà esclusivamente in applicazione di norme tributarie, sono stati neutralizzati, tenen-do conto del relativo effetto d’imposta.

Immobilizzazioni finanziarieLe partecipazioni in imprese controllate non consolidate e in altre imprese sono valuta-te in base al costo di acquisto o di sottoscrizione, eventualmente ridotto per perdite dure-voli di valore. Le partecipazioni in imprese collegate sono valutate con il metodo del patri-monio netto.

Gli “Altri titoli” includono obbligazioni Enel valutate al valore nominale e altre obbligazio-ni iscritte al costo di acquisto che viene svalutato in presenza di perdite durevoli di valore.

RimanenzeLe materie prime, sussidiarie e di consumo sono valutate al costo di acquisto calcolatocon il metodo della media ponderata.Le scorte obsolete e di lento rigiro sono svalutate in relazione alla loro possibilità di uti-lizzo o di realizzo.I lavori in corso su ordinazione sono valutati sulla base dei corrispettivi contrattuali matu-rati con ragionevole certezza, secondo il metodo della percentuale di completamento.

Crediti e attività finanziarieI crediti sono iscritti al valore di presumibile realizzo e classificati fra le “Immobilizzazionifinanziarie” e l’”Attivo circolante” in relazione alla loro natura e destinazione. I creditiimmobilizzati per i quali non è prevista la corresponsione di interessi sono esposti al lorovalore attuale determinato sulla base del tasso corrente al momento della loro iscrizione.

Gli “Altri titoli” dell’attivo circolante sono rappresentati da obbligazioni Enel valutate alvalore nominale e da altre obbligazioni e titoli di Stato iscritti al minore fra il costo diacquisto e il valore di mercato, determinato per quelli quotati, sulla base della media deiprezzi rilevati presso la Borsa Valori nel mese di giugno.

Ratei e riscontiSono determinati in funzione del principio della competenza temporale. I disaggi di emis-sione e altri oneri su prestiti sono acquisiti a conto economico in misura sistematica pertutta la durata di ciascun prestito.

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Fondi per rischi ed oneriTrattamento di quiescenza e obblighi similiÈ costituito essenzialmente in funzione delle regole previste dall’accordo sindacale sul-l’integrazione previdenziale per i dirigenti e, dal 1° aprile 1998, a seguito della costitu-zione di FONDENEL per i dirigenti in attività, si riferisce unicamente a quelli in quiescen-za. Accoglie altresì le indennità sostitutive del preavviso relative al personale del settoreelettrico in servizio che ne abbia maturato il diritto ai sensi del Contratto collettivo dilavoro e di accordi sindacali vigenti.

ImposteÈ costituito a fronte di componenti reddituali già rilevate a conto economico ma coneffetto fiscale differito.Il fondo per imposte accoglie le passività per imposte differite, salvo quelle relative ariserve in sospensione d’imposta, che sono contabilizzate nel momento e nei limiti in cuise ne prevede la tassazione.Le imposte sul reddito del periodo sono iscritte tra i debiti tributari e calcolate applican-do al risultato semestrale prima delle imposte l’aliquota fiscale stimata su base annua.Le attività per imposte anticipate sono iscritte all’attivo nell’ambito degli altri crediti, limi-tatamente a quelle per le quali sussiste la ragionevole certezza del loro futuro recupero.

Altri fondi per rischi ed oneriSono stanziati al fine di coprire perdite o passività di natura determinata, di esistenzacerta o probabile, dei quali tuttavia alla fine del periodo sono indeterminati l’ammonta-re o la data di sopravvenienza. Gli stanziamenti riflettono la migliore stima possibile sullabase degli elementi a disposizione.

Fondo trattamento di fine rapporto di lavoro subordinatoÈ accantonato in conformità alle leggi e ai contratti di lavoro in vigore e riflette la pas-sività maturata nei confronti di tutti i dipendenti alla data di bilancio, al netto delle anti-cipazioni corrisposte ai sensi di legge, nonché delle quote destinate ai Fondi Pensione.

DebitiSono iscritti al valore nominale.

Contributi in conto impiantiI contributi ricevuti a fronte di specifiche opere il cui valore viene iscritto tra le immobi-lizzazioni materiali sono rilevati tra i risconti passivi nel momento in cui sussiste il titologiuridico a percepirli e il loro ammontare è ragionevolmente determinabile e privo di vin-coli. Essi sono rilevati in conto economico in relazione al periodo di ammortamento deibeni cui si riferiscono.

Contributi in conto esercizioSono rilevati a conto economico nel momento in cui sussiste il titolo giuridico a perce-pirli e il loro ammontare è ragionevolmente determinabile e privo di vincoli.

RicaviI ricavi per vendite di energia elettrica si riferiscono ai quantitativi erogati nel periodoancorché non fatturati e sono determinati integrando con opportune stime quelli rile-vati in base a prefissati calendari di lettura. Tali ricavi si basano, ove applicabili, sulle tarif-fe e i relativi vincoli previsti dai provvedimenti di legge e dell’Autorità per l’Energia Elettricaed il Gas in vigore nel periodo di riferimento.

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I ricavi del settore delle telecomunicazioni per traffico, interconnessione e roaming sonorilevati a conto economico in base all’utilizzo effettuato da ciascun cliente e operatoretelefonico, secondo la competenza temporale dell’utilizzazione. I ricavi per le altre prestazioni e cessioni di beni sono rilevati al momento della fornituradella prestazione o al momento del passaggio di proprietà dei beni stessi.

Criteri di conversione delle poste in valutaI crediti e i debiti espressi originariamente in valuta estera sono convertiti in euro ai cambistorici della data delle relative operazioni.A fine periodo si provvede ad adeguare direttamente le partite in valuta estera ai cambiin quel momento vigenti, rilevando le differenze emerse tra le componenti di reddito dinatura finanziaria.

Operazioni in strumenti finanziari derivatiPer fronteggiare il rischio di oscillazione dei tassi d’interesse e dei cambi vengono stipula-ti contratti derivati a copertura sia di specifiche operazioni sia di esposizioni complessive.I differenziali di interesse attivi e passivi, maturati alla fine del periodo sugli strumentifinanziari derivati su tassi di interessi, vengono registrati per competenza temporale nelconto economico fra gli oneri e proventi finanziari in modo coerente con gli oneri deri-vanti dalle passività di riferimento.Gli strumenti finanziari derivati a copertura dei rischi specifici di cambio sono valutati aicambi vigenti alla data di chiusura del periodo e i relativi oneri e proventi sono imputa-ti al conto economico come differenze di cambio. I premi o gli sconti sono rilevati percompetenza nel conto economico lungo la durata del contratto. Gli strumenti finanziari derivati sorti con finalità di copertura ma per i quali l’attività ola passività oggetto della copertura originaria viene estinta anticipatamente o non èspecificatamente identificabile, vengono valutati alla data di chiusura del periodo alminore tra il costo e il valore di mercato; gli effetti della valutazione vengono rilevatitra gli oneri finanziari.Gli effetti economici delle operazioni in strumenti derivati in cambi e prodotti energeti-ci, finalizzate alla copertura del rischio di oscillazione del cambio e dei prezzi dei com-bustibili implicito nell’attuale sistema tariffario, vengono registrati a diretta rettifica delcosto dei combustibili destinati alla produzione termoelettrica.

Oneri ambientaliI costi ambientali si riferiscono alla prevenzione, riduzione e monitoraggio dell’impattoambientale delle attività produttive. Sono imputati a conto economico nel periodo in cui vengono sostenuti se di caratterericorrente; sono imputati in aumento delle immobilizzazioni materiali cui si riferisconose ne prolungano la vita utile, la capacità o la sicurezza. I rischi e gli oneri sono accantonati quando è probabile o certo che la passività sarà soste-nuta e l’importo può essere ragionevolmente stimato.

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Immobilizzazioni immateriali - Euro 14.374 milioniI movimenti intervenuti nel periodo, nonché la composizione delle voci sono così detta-gliati:

L’incremento registrato nel corso del primo semestre dell’esercizio 2001, pari a 12.051milioni di euro è così sinteticamente analizzabile:

Milioni di euro

Incrementi:

Differenza da consolidamento su acquisizione Infostrada 7.631Differenza da consolidamento su acquisizioni società area gas 337Quota a saldo licenza UMTS rilasciata a WIND 362Altri incrementi 237Totale incrementi 8.567

Variazioni area di consolidamento:

Consolidamento integrale di WIND in precedenza valutata ad equity 2.981Valori riferiti a Infostrada 795Valori riferiti alle altre società acquisite nel semestre 26Totale variazioni area di consolidamento 3.802

Ammortamenti (318)

Totale variazioni 12.051

Immobilizzazioni

Stato patrimoniale - Attivo

Variazioni Passaggi in area di esercizio e altri

Milioni di euro Incrementi consolidamento Ammortamenti movimenti

al 31.12.2000 al 30.06.2001

Costi di impianto e di ampliamento 2 2 55 (9) - 50

Costi di ricerca, sviluppo e pubblicità - 3 154 (16) - 141

Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazionedelle opere dell’ingegno 13 80 303 (39) 21 378

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili 9 368 377 (4) 2.091 2.841

Avviamento 22 2 2 (2) - 24

Differenze da consolidamento 143 8.008 582 (164) - 8.569

Immobilizzazioni in corso e acconti 94 74 2.101 - (2.125) 144

Altre:- contributo straordinario per soppressione

Fondo Previdenza Elettrici 1.934 - - (51) - 1.883- sviluppo software 52 15 23 (8) - 82- progettazione e sviluppo delle reti TLC - 15 59 (7) - 67- oneri per la ripartizione delle frequenze - - 45 (4) - 41- diverse 54 - 101 (14) 13 154Totale altre 2.040 30 228 (84) 13 2.227

TOTALE 2.323 8.567 3.802 (318) - 14.374

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I “costi di impianto e di ampliamento” si riferiscono principalmente a costi di start-upsostenuti da WIND e Infostrada oltre a oneri per operazioni di costituzione di società, dimodifiche degli statuti e di aumenti del capitale sociale. L’ammortamento è calcolato suun periodo di 5 anni.

I “costi di ricerca, sviluppo e pubblicità” si riferiscono alle spese sostenute da WIND eInfostrada per le campagne pubblicitarie di lancio di attività e marchi e per la commer-cializzazione di nuovi servizi. L’ammortamento è calcolato su un periodo di 5 anni.

I “diritti di brevetto industriale e di utilizzazione delle opere dell’ingegno” sono costituitiquasi interamente dai costi sostenuti da WIND e Infostrada per l’acquisizione di softwareapplicativi a titolo di proprietà e a titolo di licenza d’uso a tempo indeterminato. Le princi-pali applicazioni riguardano la gestione della rete, la fatturazione e gestione clienti, lo svi-luppo dei portali Internet e la gestione amministrativa dei sistemi aziendali. L’ammortamentoè calcolato a quote costanti in relazione alle residue possibilità di utilizzazione.

Le “concessioni, licenze, marchi e diritti simili ” includono gli oneri sostenuti da WIND perle attività necessarie alla partecipazione alla gara per l’aggiudicazione della licenza per l’in-stallazione e l’esercizio di sistemi di comunicazioni mobili di terza generazione (UMTS – IMT2000) e, successivamente, per il rilascio della licenza stessa, per un ammontare complessi-vo di 2.428 milioni di euro. Detta licenza è stata rilasciata dall’Autorità per l’Energia Elettricaed il Gas per le Garanzie nelle Comunicazioni in data 10 gennaio 2001 per una durata di15 anni a partire dal 1° gennaio 2002. L’avvio dei servizi è atteso per il primo semestre del2002, pertanto nessun ammortamento è stato rilevato nel semestre di riferimento. La voce comprende inoltre circa 360 milioni di euro, relativi a costi sostenuti da Infostradaper ottenere le concessioni per il diritto d’uso di circuiti internazionali e per i diritti d’usoe passaggio previsti dal contratto siglato nel 1998 con le Ferrovie dello Stato che disci-plina l’utilizzo della relativa rete a fibra ottica. L’ammortamento è calcolato lungo la dura-ta prevista dalle rispettive concessioni.

La voce “avviamento” si riferisce in prevalenza ad importi già iscritti all’attivo di alcunesocietà operanti nel settore della distribuzione del gas e trova fondamento nelle con-cessioni all’esercizio della relativa attività negli ambiti territoriali in cui operano. Tale costoè ammortizzato in un periodo di 10 anni, tenuto conto della durata media residua delleconcessioni stesse.

Il valore delle “differenze da consolidamento” al 30 giugno 2001 risulta così dettagliato:

Saldo al Ammortamento del Periodo diMilioni di euro 30.06.2001 1° semestre 2001 ammortamento

Infostrada e Italia On Line 7.523 128 15 anniWIND e sue controllate 542 19 15 anniSocietà dell’area gas 379 15 10 anniCHI Energy Inc. ed EGI 125 2 20 anni

TOTALE 8.569 164

La voce accoglie le differenze tra prezzo di acquisto, eventuali oneri accessori e patri-monio netto delle partecipate a valori correnti al momento dell’acquisizione.La partecipazione Infostrada è stata acquistata in data 29 marzo 2001; conseguente-mente la differenza di consolidamento è stata ammortizzata per un periodo di tre mesi.Il valore relativo a WIND è emerso in sede di acquisto del 5,63% del capitale da Deutsche

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Telekom nel mese di luglio 2000 mediante il quale Enel ha incrementato la propria quotadi partecipazione dal 51% al 56,63%. La transazione si è basata una valutazione di WINDpari a 11 miliardi di euro. Il periodo di ammortamento di 15 anni adottato per le diffe-renze di consolidamento del settore telecomunicazioni è in linea con la prassi interna-zionale e con la durata della concessione.Per le società che operano nel settore della distribuzione del gas naturale, acquisite perlo più nel corso dei primi sei mesi del 2001, è già stata deliberata la fusione per incorpo-razione in un’unica entità. L’operazione sarà finalizzata nei prossimi mesi e in quella sedesi procederà alla puntuale attribuzione alle opportune voci patrimoniali delle differenzetra i valori delle partecipazioni e i rispettivi patrimoni netti, sulla base di apposite perizieestimative del valore delle immobilizzazioni materiali, attualmente in corso. Allo statoattuale, non essendo ancora disponibili i risultati di tali perizie, la differenza in oggetto èstata interamente allocata alla voce “differenze da consolidamento” e ammortizzata, perquella riferita alle partecipate consolidate anche in via economica, su un periodo di 10anni, sulla base delle considerazioni evidenziate in merito alla voce “avviamento”.Relativamente alla CHI Energy Inc. e alla EGI, operanti nel settore della generazione dienergia elettrica da fonti rinnovabili nel continente americano, la ripartizione della dif-ferenza da consolidamento su 20 anni è correlata alla durata dei contratti pluriennali divendita dell’energia in capo alle stesse. La quota di ammortamento del semestre si rife-risce alla sola CHI Energy Inc. poiché la EGI, acquisita nel mese di giugno 2001, è stataconsolidata unicamente in via patrimoniale.

Le “immobilizzazioni in corso e acconti” accolgono i costi sostenuti a fronte di proget-ti di particolare rilievo, quali l’introduzione del sistema informativo SAP, la realizzazionedi un sistema di telecontrollo e telegestione (“contatore elettronico”) e di gestione car-tografica della rete di distribuzione elettrica (Sigraf), oltre all’attuazione di un program-ma innovativo di formazione a distanza (teledidattica).

Il “contributo straordinario” dovuto in conseguenza della soppressione del Fondo di previ-denza per i dipendenti di Enel e delle aziende elettriche private (FPE) è stato istituito dallaLegge n. 488 del 23 dicembre 1999 (legge finanziaria 2000). Il contributo di competenzadelle società del Gruppo Enel è stato stimato, sulla base dell’ammontare dovuto per la primarata, in 2.036 milioni di euro, e viene ammortizzato a quote costanti su un periodo di 20anni a partire dall’esercizio 2000, come consentito anche dalla citata legge finanziaria. Idebiti verso gli enti previdenziali accolgono l’ammontare di 1.357 milioni di euro, che rap-presenta l’importo di cui sopra al netto di quanto corrisposto all’INPS a titolo di prima ratanel mese di novembre 2000. Le due rate residue saranno determinate dall’INPS in funzio-ne del numero di dipendenti in forza presso ciascuna società alla fine del mese preceden-te a quello del pagamento e saranno corrisposte nei mesi di novembre 2001 e 2002.

I costi per lo “sviluppo del software” concernono programmi applicativi in esercizio, svi-luppati per uso interno e a utilizzazione pluriennale, e sono ammortizzati in tre esercizi.

I costi per la “progettazione e sviluppo delle reti TLC”, il cui ammortamento avviene inbase alla durata residua delle licenze per l’esercizio della telefonia fissa e mobile (DCS1800), sono relativi principalmente alla definizione delle architetture delle reti di teleco-municazione.

Gli “oneri per la ripartizione delle frequenze” sono relativi al contributo previsto dalDecreto Ministeriale del 25 marzo 1998, n. 113, per il ristorno degli oneri sostenuti dalMinistero della Difesa a seguito delle modifiche, operate nel 1998, al piano nazionale diripartizione delle frequenze. Tale contributo è ammortizzato in base alla durata residuadella licenza per l’esercizio della telefonia mobile (DCS 1800).

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La voce “diverse” comprende principalmente costi per migliorie su immobili di terzi soste-nuti da WIND e Infostrada per lavori di predisposizione e adattamento effettuati pressoi siti tecnologici, oneri accessori su finanziamenti, oltre a componenti a utilità plurien-nale iscritte all’attivo del bilancio della CHI Energy Inc. e ammortizzate sulla base dellavita utile residua.

Immobilizzazioni materiali - Euro 36.493 milioniLa consistenza e la movimentazione delle singole categorie sono qui di seguito evidenziate:

L’ammontare delle rivalutazioni obbligatorie ai sensi di legge e delle rettifiche ex lege n.292/1993 incluse nei valori lordi da ammortizzare al 30 giugno 2001 è il seguente:

Milioni di euro

Terreni e fabbricati 2.616 Impianti e macchinario 10.249 Attrezzature, altri beni e impianti in costruzione 14

TOTALE 12.879

Nella seguente tabella vengono riportati i valori lordi al 30 giugno 2001 delle immobiliz-zazioni soggette ad ammortamento, i relativi fondi di ammortamento ed i valori netti chene derivano. Viene altresì riportata l’incidenza percentuale al 30 giugno 2001 del fondoammortamento sul valore lordo dei cespiti confrontata con quella al 31 dicembre 2000:

Variazionearea di Conferim.

Passaggi Dismiss. consolid. e Dismiss. ramiMilioni di euro Investim. in esercizio ordinarie Ammortam. Svalut. altri movim. Valgen immobil.

al 31.12.2000 al 30.06.2001

Terreni e fabbricati 6.417 29 36 (77) (151) 10 (26) (386) 5.852Impianti e macchinario 26.988 863 254 (35) (1.569) (501) 1.919 (284) 27.635Attrezzature industriali e commerciali 129 16 2 (1) (20) 24 150Altri beni 184 32 42 (2) (46) 125 (1) 334Totale beni in esercizio 33.718 940 334 (115) (1.786) (501) 2.078 (310) (387) 33.971

Immobilizzazioni in corso e acconti 2.026 636 (334) (1) 215 (20) 2.522

TOTALE 35.744 1.576 0 (116) (1.786) (501) 2.293 (330) (387) 36.493

Valore Valore Incidenza percentuale fondoMilioni di euro lordo Fondo ammortamento netto ammortamento

al 30.06.2001 al 31.12.2000

Terreni e fabbricati 9.256 3.404 5.852 36,8% 34,7%Impianti e macchinario 70.166 42.531 27.635 60,6% 60,1%Attrezzature industriali e commerciali 578 428 150 74,0% 76,0%Altri beni 1.071 737 334 68,8% 80,2%

TOTALE BENI IN ESERCIZIO 81.071 47.100 33.971 58,1% 57,3%

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Le immobilizzazioni materiali al 30 giugno 2001, classificate in funzione della loro desti-nazione, sono così suddivise:

Valore Fondo ammortamento ValoreMilioni di euro lordo economico-tecnico netto

Impianti di produzione (1)

- termoelettrici 11.411 10.905 506 - idroelettrici 20.318 5.324 14.994 - geotermoelettrici 1.563 834 729 - con fonti energetiche alternative 115 18 97 Totale impianti di produzione 33.407 17.081 16.326

Linee di trasporto e stazioni di trasformazione 6.084 2.938 3.146 Reti di distribuzione energia e gas 33.074 23.840 9.234 Reti di telecomunicazioni 2.499 568 1.931 Altri impianti, macchinari e attrezzature 2.894 1.827 1.067 Fabbricati strumentali non industriali (2) 3.043 833 2.210 Fabbricati civili 47 13 34 Terreni non pertinenziali 23 - 23

Totale beni in esercizio 81.071 47.100 33.971

Immobilizzazioni in corso e acconti 2.522 - 2.522

TOTALE 83.593 47.100 36.493

(1) I valori comprendono anche quelli relativi ai terreni e fabbricati industriali.(2) Fabbricati destinati a uffici, magazzini ecc.

Le immobilizzazioni includono beni gratuitamente devolvibili, per un valore netto di librodi circa 3.000 milioni di euro, prevalentemente riferibili agli impianti di produzione idroe-lettrici (2.946 milioni di euro). Il Decreto Legislativo n. 79/99 (di attuazione della Direttiva96/92/CE in materia di mercato interno dell’energia elettrica) ha introdotto la data di sca-denza delle concessioni di grandi derivazioni di acque di cui sono titolari le società delGruppo Enel fissandola al 2029. La Legge 24 novembre 2000 n. 340 ha altresì proroga-to al 2020 le concessioni concernenti le aree demaniali destinate all’esercizio degli impian-ti di produzione di energia termoelettrica. A tali date, salvo rinnovo della concessione,dovranno essere devolute gratuitamente allo Stato, in condizione di regolare funziona-mento, tutte le opere di raccolta e di regolazione, le condotte forzate, i canali di scaricoe gli impianti che insistono su aree demaniali.Lo stesso Decreto n. 79/99 prevede inoltre la possibilità per la Regione Valle d’Aosta e perle Province autonome di Trento e Bolzano di definire un termine di scadenza diverso daquello del 2029. Tale termine non è ancora stato fissato per la Valle d’Aosta, nella qualeperaltro il Gruppo non possiede più alcun impianto, mentre le Province autonome di Trentoe Bolzano lo hanno stabilito al 2010. Gli ammortamenti dei beni gratuitamente devolvi-bili sono pertanto calcolati sulla base della minore tra la durata della concessione e la vitautile residua del bene.

Gli ammortamenti a carico del primo semestre 2001, così come quelli degli esercizi pre-cedenti, sono stati calcolati applicando aliquote economico-tecniche rappresentative dellavita utile dei cespiti.

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Gli investimenti del semestre, posti a confronto con il corrispondente periodo dell’eserci-zio precedente, sono così analizzabili:

Milioni di euro


Impianti di produzione:- idroelettrici 37 56 - termoelettrici 175 181 - geotermoelettrici 25 26 - con fonti energetiche alternative 20 1 Totale impianti di produzione 257 264

Linee di trasporto e stazioni di trasformazione 30 107 Reti di distribuzione 564 670 Reti di telecomunicazioni 516 384 Terreni e fabbricati, altri beni e attrezzature 209 121

TOTALE INVESTIMENTI 1.576 1.546

L’ammontare complessivo degli investimenti è sostanzialmente allineato a quello del primosemestre del 2000. Nell’ambito dei singoli comparti si evidenzia una riduzione nelle areedella trasmissione e distribuzione per effetto del quasi totale completamento della lineadi collegamento Italia-Grecia, del contenimento del costo delle risorse esterne e di ral-lentamenti che si prevede di recuperare nella seconda parte dell’esercizio. Per contro, pro-segue secondo i piani prestabiliti lo sviluppo delle reti di telecomunicazioni.

Le svalutazioni si riferiscono all’onere straordinario rilevato a seguito della pianificatadismissione anticipata dei contatori statici, attualmente in uso, conseguente alla previstainstallazione dei contatori elettronici nell’ambito del progetto “Telegestore”, che verràcompletato entro il 2004. Tale onere è rappresentato dal valore netto contabile dei con-tatori attualmente installati che non verrà recuperato tramite i futuri ammortamenti.

Gli incrementi dovuti alla “variazione dell’area di consolidamento e altri movimenti” siriferiscono a WIND (1.232 milioni di euro), a Infostrada (645 milioni di euro), alle societàdell’area gas (131 milioni di euro), alla EGI (245 milioni di euro) e ad altri movimenti.

Come descritto nell’ambito della Relazione sulla gestione, all’inizio di giugno 2001 è statoceduto a FinAosta l’intero capitale della Geval, cui in precedenza era stata conferita l’at-tività di produzione di energia elettrica localizzata in Valle d’Aosta, in attuazione degliaccordi stipulati nel corso dell’esercizio 2000. L’operazione ha comportato la rilevazionedi una plusvalenza di 429 milioni di euro rilevata tra i proventi straordinari.

Nel semestre si è provveduto, tramite la controllata Sei, al completamento del conferi-mento del ramo immobiliare alla società Immobiliare Foro Bonaparte e al conferimen-to di un analogo ulteriore ramo alla società Immobiliare Rio Nuovo di nuova costitu-zione. Il 51% delle azioni ricevute in contropartita, pari all’intero capitale della confe-ritaria, è stato successivamente ceduto a investitori terzi, come descritto nell’ambitodella Relazione sulla gestione.

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Immobilizzazioni finanziarie - Euro 786 milioniIl dettaglio e le variazioni rispetto al 31 dicembre 2000 sono i seguenti:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Partecipazioni:- in imprese controllate non consolidate 15 780 (765)- in imprese collegate 229 180 49- in altre imprese 171 156 15Totale partecipazioni 415 1.116 (701)

Crediti verso imprese controllate non consolidate - 468 (468)Crediti verso imprese collegate 24 4 20

Crediti verso altri:- crediti verso INPS per sgravi contributivi di cui - alla Legge n. 151/1993 102 97 5- acconti d’imposta sul TFR Legge n. 662/1996 150 163 (13)- altre partite 95 86 9Totale crediti verso altri 347 346 1

Altri titoli - 1 (1)

TOTALE 786 1.935 (1.149)

Le partecipazioni in imprese controllate non consolidate al 30 giugno 2001 sono riferitealle seguenti società:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Imprese controllate:- WIND Telecomunicazioni SpA - 780 (780)- Western New York Wind Corp. Inc. 7 - 7- TSN SA 7 - 7- Enelpower do Brasil Ltda 1 - 1

TOTALE 15 780 (765)

La variazione rispetto al 31 dicembre 2000 è determinata dal consolidamento integraledi WIND.La società Western New York Wind Corp., integralmente posseduta da CHI Energy Inc.,opera negli Stati Uniti nel settore della produzione di energia da fonti rinnovabili e non èstata consolidata in quanto acquisita a fine semestre.Le società TSN ed Enelpower do Brasil, controllate da Enelpower, non sono state conso-lidate in quanto non ancora operative.

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Le partecipazioni in imprese collegate, valutate principalmente con il metodo del patri-monio netto, sono così dettagliate:

Quota di Quota di Milioni di euro possesso % Milioni di euro possesso %

al 30.06.2001 al 31.12.2000

Imprese collegate:- Immobiliare Foro Bonaparte SpA 134 49,00 134 49,00- Immobiliare Rio Nuovo SpA 31 49,00 - -- Euromedia Luxembourg One SA 16 28,57 16 28,57- Star Lake Hydro Partnership 12 49,00 10 49,00- AES Distribuidores Salvadoreños y Compania 9 20,00 - -

- EPV Holding LLC 6 37,14 6 37,14- KH (Multimedia Education) SpA 5 49,00 5 49,00- Estel SpA 4 40,00 - -- Q-Channel SpA 3 24,00 3 24,00- Megamind SpA 3 30,00 - -- Lario Distribuzione Srl - - 3 50,00- Black River Hydro Associates 1 25,00 1 25,00- Altre 5 - 2 -

TOTALE 229 - 180 -

Le società Immobiliare Foro Bonaparte SpA e Immobiliare Rio Nuovo SpA sono statecostituite a seguito di operazioni di conferimento di rami d’azienda immobiliari. EuromediaLuxembourg SA svolge attività di venture capital, in particolare nel settore media-telecomunicazioni. Star Lake Hydro Partnership, EPV Holding LLC e Black River HydroAssociates sono imprese statunitensi produttrici di energia elettrica da fonti rinnovabili,partecipate dalla CHI Energy Inc. AES Distribuidores Salvadoreños y Compania è un’impresacentro-americana produttrice di energia elettrica da fonti rinnovabili, partecipata dalla EGI.Estel SpA e Megamind SpA operano nel settore della telefonia e sono possedute da WIND.

Le partecipazioni in altre imprese al 30 giugno 2001 includono:

Quota di Quota di Milioni di euro possesso % Milioni di euro possesso %

al 30.06.2001 al 31.12.2000

Altre imprese:- Echelon Corporation 116 7,92 116 7,92- ETF Group 13 1,50 14 1,54- Sheldon Springs Hydro Associates 11 1,00 10 1,00- Internet Partnership Group 6 4,68 6 4,95- Lower Saranac Hydro Partners LP 5 1,00 4 1,00- Digital persona Inc. 5 9,17 - -- Eutilia N.V. 2 8,82 - -- Selecta SpA 2 4,50 - -- Speed Ventures BV 2 1,62 - -- Lombardiacom 2 7,00 - -- ELCOGAS SA 1 4,00 1 4,00- e-Dreams 1 1,61 1 1,61- Altre 5 - 4 -

TOTALE 171 - 156 -

100


Il valore più rilevante è costituito dal 7,92% del capitale della Echelon Corporation, societàleader nella connessione in rete degli apparati di uso comune.L’acquisizione di tale partecipazione è finalizzata all’integrazione del sistema Lonworks diEchelon nel progetto di misurazione a distanza elaborato da Enel Distribuzione e denominato“Telegestore”.Le partecipazioni ETF Group, Internet Partnership Group ed e-Dreams sono state acquisitenell’ambito dell’attività di venture capital. La Sheldon Springs Hydro Associates LP e laLower Saranac Hydro Partners LP operano negli Stati Uniti nel settore idroelettrico e sonopossedute dalla CHI Energy Inc.

I “crediti verso imprese controllate non consolidate” erano rappresentati al 31 dicembre2000 da un finanziamento erogato a WIND, ora consolidata integralmente.I “crediti verso imprese collegate” sono riferiti alla società Immobiliare Rio Nuovo (18 milionidi euro) e Megamind (6 milioni di euro).

I “crediti verso l’INPS” di 102 milioni di euro riflettono il valore attuale, determinato altasso annuo del 9,60% vigente al momento della loro iscrizione, dell’importo degli sgravidegli oneri sociali pregressi relativi al personale operante nel Mezzogiorno, conseguentialla sentenza della Corte Costituzionale n. 261 del 12 giugno 1991 e rimborsabili allaCapogruppo in rate annuali di cui l’ultima al dicembre 2001, senza alcuna maggiorazioneper rivalutazione e interessi.

Gli ”acconti d’imposta sul TFR” riflettono quanto versato secondo le modalità di legge. Ilsaldo è remunerato nella stessa misura prevista per gli adeguamenti del trattamento difine rapporto. Il decremento è conseguente alla riduzione dell’organico.

Le “altre partite” riguardano principalmente prestiti concessi a dipendenti, remunerati aitassi correnti di mercato, per l’acquisizione della prima casa di abitazione e per gravinecessità familiari.

Rimanenze - Euro 1.757 milioniIl dettaglio è il seguente:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Materie prime, sussidiarie e di consumo:- combustibili per la produzione termica 719 763 (44)- materiali, apparecchi e altre giacenze 312 344 (32)Totale 1.031 1.107 (76)

Immobili civili destinati alla vendita 323 323 -Prodotti finiti 46 - 46Lavori in corso su ordinazione 274 131 143Acconti 83 90 (7)

TOTALE 1.757 1.651 106

ll minor valore delle rimanenze di combustibili per la produzione termica riflettesostanzialmente la riduzione delle quantità in giacenza rispetto a quelle di fine esercizio.Tali rimanenze evidenziano una valutazione (determinata con il metodo del costo medioponderato) sostanzialmente in linea con i valori correnti di mercato dell’ultimo periodo.

Attivo circolante

101


Le giacenze di prodotti finiti sono costituite da apparecchi telefonici e relativi accessoridestinati alla vendita.La crescita dei lavori in corso su ordinazione e degli acconti è stata determinata principalmentedallo sviluppo dell’attività svolta per committenti al di fuori del Gruppo, che ha interessatosoprattutto Enelpower per le commesse acquisite sui mercati internazionali.

Crediti - Euro 9.057 milioniIl saldo è così costituito:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Clienti:- settore elettrico 4.846 3.383 1.463- settore telecomunicazioni 932 - 932- altri settori 352 200 152Totali 6.130 3.583 2.547

Imprese controllate non consolidate e collegate 14 134 (120)Cassa Conguaglio Settore Elettrico 743 3.422 (2.679)

Altri:- crediti verso l’Erario per imposte dirette e indirette 473 368 105- crediti per imposte anticipate 1.077 637 440- altri crediti 620 772 (152)Totale 2.170 1.777 393

TOTALE 9.057 8.916 141

L’incremento dei crediti verso clienti del settore elettrico è dovuto ad una pluralità difattori, il principale dei quali è rappresentato dalla modalità di rilevazione dei ricavi pervendite di energia elettrica sul mercato vincolato conseguiti nel primo semestre 2001.Come già evidenziato, nel periodo i ricavi di competenza sono rilevati in relazione aiquantitativi erogati ancorché non fatturati, determinati integrando con opportune stimei quantitativi rilevati in base alle operazioni di lettura e fatturazione effettuate entro il 30giugno 2001. Tale impostazione ha consentito di mantenere la piena contrapposizionedei ricavi per vendita di energia ai relativi costi, altrimenti alterata con l’introduzione delnuovo sistema tariffario. Esso prevede infatti l’inglobamento nelle tariffe di spettanzadelle società di distribuzione, e nel costo dalle stesse sostenuto per l’acquisto dell’energia,della componente a copertura del costo del combustibile. Tale fenomeno ha comportatoun incremento dei crediti verso la clientela pari a circa 890 milioni di euro. Il restanteincremento del saldo verso la clientela del mercato elettrico deriva principalmente damaggiori crediti vantati dalla Terna nei confronti del Gestore della Rete pari a 146 milionidi euro, da 77 milioni di euro in maggiori volumi di attività di Enel Trade sul mercatolibero, e da circa 120 milioni di euro di vendite effettuate dalle società di generazione alGestore della Rete, a decorrere dal 1° gennaio 2001, dell’energia prodotta da impiantiincentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92.L’incremento dei crediti verso la clientela dei settori di attività diversi da quello elettricoe delle telecomunicazioni è da correlarsi principalmente all’incremento dell’attività ditrading dei combustibili, all’ampliamento del perimetro dell’attività di distribuzionedel gas naturale e ai maggiori volumi sviluppati dal settore Ingegneria e costruzioniverso i clienti terzi.

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I crediti verso le imprese collegate includono 11 milioni di euro relativi a Immobiliare ForoBonaparte. La riduzione rispetto alla fine dell’esercizio precedente consegue alconsolidamento integrale di WIND.

I crediti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico accolgono 689 milioni di euro relativia importi spettanti al Gruppo a titolo di contributi per la produzione di energia elettricaed i proventi spettanti al CESI per la ricerca di sistema svolta, pari a 54 milioni di euro. Icrediti sono fronteggiati da debiti verso la stessa Cassa per 343 milioni di euro ed il creditonetto è quindi pari a 400 milioni di euro; il corrispondente credito netto al 31 dicembre2000 era pari a 1.812 milioni di euro. La riduzione è dovuta all’incasso dei crediti pregressie alla già citata modifica del regime tariffario del mercato elettrico vincolato.

L’incremento dei crediti per imposte anticipate deriva quasi interamente dai saldi iscrittinelle situazioni contabili di WIND e Infostrada, pari al 30 giugno 2001 a 421 milioni dieuro, e calcolati sulle perdite fiscali riportabili a nuovo. In particolare, un importo di 154milioni di euro si riferisce a perdite con riporto indefinito, in quanto rilevate nei primi treesercizi di attività di WIND, mentre i restanti 267 milioni di euro (di cui 116 milioni dieuro contabilizzati nel primo semestre 2001) riguardano perdite compensabili nei cinqueesercizi successivi a quello in cui sono state rilevate. Sulla base dei piani di sviluppo edella prospettata integrazione di tali società, che fanno prevedere risultati positivi nelperiodo di validità fiscale delle menzionate perdite, sussiste la ragionevole certezza delrecupero delle suddette imposte anticipate.La voce comprende inoltre le imposte anticipate calcolate su componenti di reddito adeducibilità fiscale differita, rappresentate principalmente da accantonamenti ai fondiper rischi e oneri.

La riduzione degli altri crediti deriva principalmente dal rimborso di 141 milioni di euro perdepositi cauzionali a suo tempo richiesti dagli organismi garanti delle operazioni sui mercatiinternazionali dei derivati a fronte dell’attività di copertura effettuata da Enel.FTL.

Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni - Euro 932 milioniIl saldo risulta così composto:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Altri titoli:- obbligazioni Enel in portafoglio 544 545 (1)- altri titoli a reddito fisso 101 75 26Totale 645 620 25

Crediti finanziari 287 81 206

TOTALE 932 701 231

Le obbligazioni Enel in portafoglio si riferiscono alla “Serie speciale riservata al personale”.

I crediti finanziari al 30 giugno 2001 sono rappresentati essenzialmente da anticipazionisu operazioni di factoring.

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Disponibilità liquide - Euro 535 milioniIl saldo al 30 giugno 2001 risulta così determinato:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Depositi bancari 499 360 139Depositi postali 33 28 5Denaro e valori in cassa 3 2 1

TOTALE 535 390 145

I depositi bancari accolgono le giacenze liquide connesse alla gestione operativa. Il saldodi fine periodo è costituito prevalentemente da fondi destinati alla copertura di esborsi daeffettuarsi nei primi giorni di luglio 2001.Le disponibilità liquide non sono gravate da vincoli che ne limitino il pieno utilizzo, a menodi 4 milioni di euro vincolati a garanzia di operazioni intraprese dalla CHI Energy Inc.

Il dettaglio è il seguente:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Ratei:- componenti di natura finanziaria 12 7 5- componenti di natura operativa 2 8 (6)Totale 14 15 (1)

Risconti:- componenti di natura finanziaria 58 56 2- componenti di natura operativa 247 88 159Totale 305 144 161

TOTALE 319 159 160

Le variazioni dei ratei e risconti riflettono il normale andamento nel periodo infrannuale.La notevole crescita dei risconti di natura operativa è imputabile principalmente alla 14a

mensilità e oneri relativi.

Nella tabella che segue è riportata la ripartizione dei crediti suddivisi per scadenza:

Dal 01.01.2002 Oltre ilMilioni di euro Entro il 31.12.2001 al 31.12.2005 31.12.2005 Totale

CREDITI DELLE IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIECrediti verso altri 134 209 4 347Totale 134 209 4 347

CREDITI DEL CIRCOLANTECrediti commerciali 6.005 131 - 6.136Crediti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico 743 - - 743Crediti verso altri 2.159 17 2 2.178

TOTALE 8.907 148 2 9.057

Ratei e risconti

Ripartizione temporale dei crediti

104


I movimenti intervenuti nel semestre sono qui di seguito evidenziati:

Sulla base di quanto deliberato dall’Assemblea riunitasi il 25 maggio 2001 il capitalesociale della Capogruppo è stato ridenominato in euro (portando il valore nominale delleazioni da lire 1.000 a 0,50 euro ciascuna). Contestualmente si è operato un raggruppa-mento delle azioni stesse nel rapporto di 1 azione da nominale 1 euro ogni due azionida nominali euro 0,50 l’una, con effetto a decorrere dal 9 luglio 2001. A seguito di talioperazioni il capitale sociale è quindi rappresentato da 6.063.075.189 azioni ordinarieda nominale 1 euro ciascuna.L’operazione di arrotondamento ha comportato una riduzione del capitale sociale da6.263 milioni di euro a 6.063 milioni di euro, con conseguente passaggio a riserva lega-le di 200 milioni di euro.Al 30 giugno 2001, sulla base delle risultanze del libro Soci e delle informazioni a disposi-zione, non risultano iscritti, oltre al Ministero del Tesoro (con circa il 68% del capitale socia-le), azionisti che posseggano una partecipazione superiore al 2% del capitale sociale.

La riserva legale, pari a euro 1.253 milioni, rappresenta il 20% del capitale sociale dellaCapogruppo.

Le altre riserve, pari a euro 2.258 milioni, sono così composte:

Riserva ex lege n. 292/1993 - Euro 2.215 milioniEvidenzia la quota residua delle rettifiche di valore effettuate in sede di trasformazionedi Enel da ente pubblico a società per azioni.In caso di distribuzione di dividendi a valere su tale riserva, sugli ammontari distribuitinon spetta l’attribuzione del credito d’imposta.

Altre - Euro 43 milioniLa voce include principalmente la riserva di consolidamento, sorta in sede di prima reda-zione del bilancio consolidato.

Patrimonio netto

Stato patrimoniale - Passivo

Riserva Altre Utili portati UtileMilioni di euro Capitale legale riserve a nuovo d’esercizio Totale

Saldo al 31.12.2000 6.263 1.253 3.146 5.462 2.188 18.312

Conversione dei bilanci delle società estere e altri movimenti - - 14 - - 14

Distribuzione di riserve - - (902) (450) - (1.352)

Destinazione del risultato dell’esercizio 2000:- a riserve - - - 1.962 (1.962) -- a dividendi - - - - (226) (226)

Utile netto del semestre - - - - 1.529 1.529

SALDO AL 30.06.2001 6.263 1.253 2.258 6.974 1.529 18.277

105


Il raccordo tra il patrimonio netto e l’utile come da situazione contabile della Capogruppoed i rispettivi dati consolidati è esposto nella seguente tabella:

Le variazioni intervenute nei suddetti fondi nel primo semestre 2001 sono evidenziate nelseguente prospetto:

Milioni di euro Utile del Patrimonio netto Utile del Patrimonio netto

1° semestre 2001 al 30.06.2001 1° semestre 2000 al 31.12.2000

Saldi della Capogruppo 328 10.100 468 11.350

Poste di natura fiscale della Capogruppo 501 1.134 58 632

Effetti del consolidamento dei bilanci dellesocietà controllate 720 7.124 478 6.394

Eliminazione utili infragruppo (15) (69) (21) (60)

Altre rettifiche di consolidamento (5) (12) (1) (4)

SALDI DEL CONSOLIDAMENTO 1.529 18.277 982 18.312

Variazioniarea di Altre

Milioni di euro Accantonamenti Utilizzi consolidam. variazioni

al 31.12.2000 al 30.06.2001

Per trattamento di quiescenza e obblighi simili 413 24 (35) 1 - 403

Per imposte:- Imposte differite su valore attuale sgravi contributivi

Legge n. 151/1993 35 - - - - 35- Altre imposte differite iscritte nei bilanci delle società consolidate 1.858 26 - 9 - 1.893

- Imposte differite su rettifiche di consolidamento 1.896 43 - - - 1.939Totale 3.789 69 0 9 0 3.867

Altri:- Fondo contenzioso, rischi e oneri diversi:. contenzioso legale 375 3 (45) - - 333. iniziative di investimento sospese 100 8 - - - 108. altri 392 66 (83) 55 (52) 378

Totale 867 77 (128) 55 (52) 819

- Fondo oneri per stranded cost 117 - (117) - - 0- Fondo oneri da ristrutturazione

strumenti finanziari 13 - (1) - - 12- Fondo oneri per incentivi all’esodo 173 19 (57) - - 135Totale 1.170 96 (303) 55 (52) 966

TOTALE FONDI PER RISCHI ED ONERI 5.372 189 (338) 65 (52) 5.236

Fondi per rischi ed oneri

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Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili - Euro 403 milioniIl fondo accoglie, in via prevalente, il valore attuale delle previste future prestazioni pre-videnziali ai dirigenti in quiescenza per 382 milioni di euro. Gli accantonamenti sonocostituiti dall’adeguamento del valore attuale delle future prestazioni pensionistiche deidirigenti in quiescenza per 11 milioni di euro e dall’indennità sostitutiva del preavvisorelativa al personale in servizio.Gli utilizzi si riferiscono alle erogazioni ordinarie effettuate nel corso del periodo per lesuddette prestazioni previdenziali.

Fondo per imposte - Euro 3.867 milioniIl fondo per imposte è riferito sia alle imposte differite stanziate direttamente nei bilan-ci d’esercizio delle società consolidate, sia a quelle rilevate sulle rettifiche di consolida-mento. Le prime sono in massima parte inerenti agli ammortamenti anticipati conside-rati dalle società controllate in sede di determinazione dell’imponibile fiscale, mentre lealtre sono correlate all’eliminazione degli ammortamenti calcolati sulla base delle ali-quote massime fiscali ordinarie che eccedono quelli determinati in base alle aliquote eco-nomico-tecniche di riferimento.

Altri - Euro 966 milioniFondo contenzioso, rischi e oneri diversi - Euro 819 milioniIl saldo è riferito alle seguenti componenti:

Contenzioso legale - Euro 333 milioni

Il fondo è destinato a coprire le potenziali passività che potrebbero derivare da ver-tenze giudiziali e da altro contenzioso. Esso include la stima dell’onere a fronte deicontenziosi sorti nell’esercizio oltre all’aggiornamento delle stime sulle posizioni sortein esercizi precedenti, in base alle indicazioni dei legali interni ed esterni. Non vengo-no invece considerati gli effetti di quelle vertenze che si stima abbiano un esito posi-tivo e di quelle per le quali un eventuale onere non sia ragionevolmente quantificabi-le. Per queste ultime si rinvia al paragrafo “Impegni e rischi non risultanti dallo Statopatrimoniale”.

Iniziative d’investimento sospese - Euro 108 milioni

Si riferisce a potenziali oneri e minusvalenze connessi alla possibile dismissione o altrautilizzazione di beni relativi a iniziative d’investimento attualmente sospese.

Altri - Euro 378 milioni

Gli altri importi accantonati si riferiscono a rischi e oneri di varia natura, connessi prin-cipalmente all’esercizio degli impianti e a oneri potenziali derivanti dalle modalità di appli-cazione delle delibere dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas in materia di corri-spettivi di vettoriamento e di servizio offerto. L’importo di 52 milioni di euro esposto trale “altre variazioni” è relativo all’accantonamento dell’esercizio 2000 effettuato in vistadella sottoscrizione del contratto collettivo di lavoro. A seguito della firma dello stesso,avvenuta nel luglio 2001, tale ammontare è stato rilevato tra i debiti verso i dipendentiunitamente alla quota di oneri a carico del primo semestre 2001.

Fondo oneri per stranded cost - Euro 0 milioniNel semestre si è proceduto alla proventizzazione del fondo oneri per stranded cost paria 117 milioni di euro al 31 dicembre 2000. Infatti, come più approfonditamente descrit-to nella Relazione sulla gestione, il DM del 17 aprile 2001 e la Delibera 114/01 del 25maggio 2001 hanno introdotto significative novità in merito alle modalità di determi-nazione del meccanismo degli stranded cost finalizzato alla reintegrazione del valoredegli investimenti associati ad impianti di generazione non recuperabili a causa dell’en-

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trata in vigore della direttiva europea di liberalizzazione del mercato elettrico. Sulla basedel nuovo meccanismo, l’acquisizione a titolo definitivo degli stranded cost si determi-na solo al termine del periodo di riferimento e non per ogni singolo esercizio.Il fondo accantonato in via prudenziale al 31 dicembre 2000, alla luce delle novità nor-mative intervenute, è stato pertanto proventizzato nel corso del semestre, rilevando incontropartita una sopravvenienza attiva di carattere ordinario di pari importo.

Fondo oneri da ristrutturazione strumenti finanziari - Euro 12 milioniAccoglie gli oneri derivanti dalla ristrutturazione di contratti derivati (Swap e Swap option)accesi in esercizi precedenti con controparti finanziarie per effettuare coperture dal rischiodi oscillazione dei tassi di interesse su debiti a medio e lungo termine che sono stati rim-borsati anticipatamente. Gli oneri accantonati al fondo coprono i potenziali costi su contratti di copertura dalrischio di oscillazioni dei tassi che sono stati riassegnati ad altre partite di indebitamen-to non ancora coperte contro tale rischio. Il fondo è stato utilizzato a fronte degli oneriderivanti dai flussi delle operazioni ancora in essere al 30 giugno 2001 e di estinzioniavvenute nel corso del semestre, anche in via anticipata.

Fondo oneri per incentivi all’esodo - Euro 135 milioniIl fondo oneri per incentivi all’esodo accoglie l’accantonamento per la stima degli oneristraordinari connessi alle offerte di risoluzione consensuale anticipata del rapporto dilavoro derivante da esigenze organizzative.L’utilizzo si riferisce ai dipendenti che, a seguito dell’adesione alle suddette offerte, hannocessato il proprio rapporto di lavoro nel corso del semestre.

La movimentazione del saldo nel corso del primo semestre 2001 è così rappresentata:

Milioni di euro

Saldo al 31.12.2000 1.525Accantonamenti 111Erogazioni ordinarie (115)Variazione area di consolidamento 40

SALDO AL 30.06.2001 1.561

Il fondo accoglie gli importi accantonati a favore del personale per il trattamento di finerapporto di lavoro dovuto ai sensi di legge, al netto delle anticipazioni concesse ai dipen-denti per “spese sanitarie”, per “acquisto prima casa abitazione” e per “acquisto azio-ni Enel SpA”, nonché delle quote destinate al Fondo Pensione Dirigenti del Gruppo Enel(FONDENEL) ed al Fondo Pensioni Dipendenti del Gruppo Enel (FOPEN).

Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato

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Il dettaglio è il seguente:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Obbligazioni 8.462 6.675 1.787

Debiti verso banche:- finanziamenti a medio-lungo termine 6.379 3.845 2.534- finanziamenti a breve termine 11.225 4.029 7.196Totale 17.604 7.874 9.730

Debiti verso altri finanziatori:- finanziamenti a medio-lungo termine 554 105 449- finanziamenti a breve termine 3 310 (307)Totale 557 415 142

Totale debiti finanziari 26.623 14.964 11.659

Debiti diversi 11.354 10.974 380

TOTALE 37.977 25.938 12.039

Nel complesso, al 30 giugno 2001, l’indebitamento bancario a medio-lungo termineammonta a 14.841 milioni di euro ed è così suddiviso:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Obbligazioni 8.462 6.675 1.787 Debiti verso banche 6.379 3.845 2.534

TOTALE 14.841 10.520 4.321

Obbligazioni - Euro 8.462 milioniDebiti verso banche per finanziamenti a medio-lungo termine - Euro 6.379 milioniTali voci riflettono il debito relativo a prestiti obbligazionari e altri finanziamenti in mone-ta nazionale ed estera. Rispetto al 31 dicembre 2000 essi presentano un incremento di4.321 milioni di euro, di cui 2.781 milioni di euro relativi a nuove emissioni ed eroga-zioni, 542 milioni di euro riferiti a rimborsi e 2.082 milioni di euro alla variazione dell’a-rea di consolidamento, di cui 1.958 milioni di euro all’esposizione di WIND a fine 2000.Quest’ultima è rappresentata da due “Facility Agreement” e da un finanziamento dellaBanca Europea per gli Investimenti (BEI), accesi per la copertura finanziaria degli esbor-si relativi alla licenza UMTS e agli investimenti tecnici nella rete. L’esposizione al 30 giu-gno 2001 è salita a 2.207 milioni di euro.L’indebitamento a medio-lungo termine comprende 1.479 milioni di euro di obbligazionigarantite dallo Stato Italiano (1.691 milioni di euro a fine 2000) e mutui bancari garan-titi dallo Stato pari a 585 milioni di euro (660 milioni di euro a fine 2000).

Debiti

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L’analisi dell’indebitamento al 30 giugno 2001 per tipologia di strumento (obbligazionie mutui), tasso (fisso e variabile) e scadenze è esposta di seguito:

Il saldo delle obbligazioni a tasso variabile non quotate è al lordo dell’importo di 544milioni di euro relativo alle obbligazioni della “Serie speciale riservata al personale 1994-2019” riacquistate da Enel SpA e rilevate in bilancio nella voce “Altri titoli”.

Nell’ambito del nuovo programma di Medium Term Notes, stipulato nel corso del 2001,Enel Investment Holding BV ha emesso, in data 23 maggio 2001, un prestito obbliga-zionario a 3 anni di 2 miliardi di euro, garantito da Enel SpA, le cui condizioni sono quidi seguito sintetizzate:

Condizioni

Ammontare 2 miliardi di euro

Rimborso in unica soluzione il 7 giugno 2004

Tasso d’interesse 5% fisso

Scadenza cedole Annuale posticipata

Prezzo di emissione 99,932

Rimborso anticipato Non consentito

Borsa di quotazione Lussemburgo

Nel corso del primo semestre 2001 è stato inoltre stipulato un contratto di finanziamentocon la Banca Europea per gli Investimenti (BEI) a favore di Enel Distribuzione e garanti-to da Enel SpA per un ammontare di 500 milioni di euro, con una durata di 15 anni. Ilprestito contribuirà al finanziamento dello sviluppo della rete di distribuzione di energiaelettrica nel centro-sud Italia.Al 30 giugno 2001, il 61% dell’indebitamento a medio-lungo termine è espresso a tassivariabili. Allo scopo di ridurre l’ammontare dell’indebitamento soggetto alle fluttuazio-ni di tasso di interesse, sempre al 30 giugno 2001 erano in essere strumenti derivati sutassi di interesse per un importo nominale complessivo di 3.687 milioni di euro, di cui

Periodo di Quota conMilioni di euro scadenza Saldo scadenza entro

al 30.06.2001 il 31.12.2001 2002 2003 2004 2005 Oltre Totale

Obbligazioni:- tasso fisso quotate 2004-2008 4.750 - - - 3.000 750 1.000 4.750 - tasso variabile quotate 2001 1.200 1.200 - - - - - -- tasso fisso non quotate 2005 76 - - - - 76 - 76- tasso variabile non quotate 2001-2021 2.113 10 22 18 20 21 2.022 2.103- tasso fisso da Org. Comunitari 2001-2010 299 35 53 54 38 39 80 264- tasso variabile da Org. Comunitari 2003-2009 24 4 4 4 3 3 6 20Totale 8.462 1.249 79 76 3.061 889 3.108 7.213

Finanziamenti bancari:- tasso fisso 2001-2008 97 5 9 10 10 9 54 92- tasso variabile 2001-2006 4.181 148 246 881 682 472 1.752 4.033- tasso fisso da Org. Comunitari 2001-2009 590 161 183 79 45 36 86 429- tasso variabile da Org. Comunitari 2004-2006 1.511 28 49 49 73 116 1.196 1.483Totale 6.379 342 487 1.019 810 633 3.088 6.037

TOTALE 14.841 1.591 566 1.095 3.871 1.522 6.196 13.250

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3.295 milioni di euro sotto forma di interest rate swap e 392 milioni di euro in struttu-re di interest rate collar. Tenuto conto di tali coperture, la quota di debito a medio-lungotermine ancora esposta a fluttuazioni di tasso di interesse, ponderando opportunamenteil nominale degli interest rate collar, si può stimare pari a circa il 41% del totale. Il valore di mercato al 30 giugno 2001 degli strumenti finanziari derivati su tassi di inte-resse risulta negativo per 52 milioni di euro. Tale importo è al netto di 4 milioni di eurodi ratei passivi maturati e rilevati nella situazione contabile consolidata e del valore resi-duo del fondo oneri da ristrutturazione strumenti finanziari per 12 milioni di euro.

La seguente tabella evidenzia le varie valute in cui è denominato l’indebitamento finan-ziario, oltre al tasso di interesse medio vigente a fine semestre:

Milioni di euro

al 30.06.2001 Tasso medio

Valute euro 14.570 5,08%

Dollari USA 32 8,08%Sterline inglesi 17 9,73%Franchi svizzeri 67 6,93%Corone danesi 2 10,55%Yen 80 5,48%Altre valute 73 7,48%Totale valute non euro 271 6,59%

TOTALE 14.841 5,10%

Debiti verso banche per finanziamenti a breve termine - Euro 11.225 milioniL’indebitamento verso il sistema bancario per finanziamenti a breve termine, pari a 11.225milioni di euro, comprende tra l’altro l’utilizzo di linee di credito revolving per comples-sivi 7.003 milioni di euro e finanziamenti a 18 mesi per complessivi 1.024 milioni di euro.L’incremento di 7.196 milioni di euro rispetto al dicembre 2000 è dovuto principalmen-te al finanziamento dell’acquisizione di Infostrada da parte di Enel Investment HoldingBV mediante l’utilizzo della linea revolving da 10 miliardi di euro sottoscritta nel corsodel 2000. Nei prossimi mesi si prevede di ridurre significativamente tale utilizzo, a segui-to degli incassi derivanti dalle dismissioni di asset realizzate, nonché da quelle in corsodi perfezionamento.

Debiti verso altri finanziatori - Euro 557 milioniL’incremento di 142 milioni di euro rispetto al saldo del 31 dicembre 2000 deriva essen-zialmente dalla variazione del perimetro di consolidamento (461 milioni di euro), par-zialmente compensata dall’estinzione del debito verso la So.g.i.n. (310 milioni di euro).Nell’ambito della variazione di perimetro assume rilievo il prestito di 359 milioni di euroerogato a WIND dal Gruppo France Télécom nel mese di dicembre 2000, con scadenzain un’unica rata al 31 gennaio 2010, che ha concorso al finanziamento degli oneri soste-nuti per l’aggiudicazione della licenza UMTS.

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Debiti diversi - Euro 11.354 milioni

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Acconti 507 310 197Debiti verso fornitori 4.785 4.385 400Debiti verso imprese controllate e collegate 50 382 (332)Debiti tributari 1.125 607 518Debiti verso istituti previdenziali 1.545 1.668 (123)Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico 343 1.610 (1.267)Altri debiti 2.999 2.012 987

TOTALE 11.354 10.974 380

Acconti - Euro 507 milioniLa crescita degli acconti (197 milioni di euro) è da attribuirsi allo sviluppo dell’attività diingegneria e costruzioni e all’anticipo di 87 milioni di euro ricevuto da ACEA a frontedella operazione di cessione del ramo d’azienda avente per oggetto la vendita e la distri-buzione di energia elettrica nei Comuni di Roma e Formello.

Debiti verso fornitori - Euro 4.785 milioniAccolgono i debiti per forniture di energia, combustibili, materiali, apparecchi, nonché quel-li relativi ad appalti e prestazioni diverse a fronte di attività svolte entro il 30 giugno 2001.L’incremento di 400 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2000 è da collegare princi-palmente alla variazione dell’area di consolidamento.

Debiti verso imprese controllate e collegate - Euro 50 milioniAccolgono principalmente i debiti verso Immobiliare Rio Nuovo SpA (39 milioni di euro)per il completamento dell’operazione di conferimento e i debiti verso EuromediaLuxembourg One SA per la quota di capitale ancora da versare pari a 8 milioni di euro.La riduzione è connessa a WIND ora consolidata integralmente.

Debiti tributari - Euro 1.125 milioniRisultano così composti:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Debito per IVA 228 - 228Ritenute d’imposta in qualità di sostituto 117 120 (3)Imposta erariale e addizionali sul consumodi energia elettrica 111 60 51Imposte sul reddito 609 393 216Altri 60 34 26

TOTALE 1.125 607 518

Il debito per imposte sul reddito al 30 giugno 2001 riflette la stima delle imposte a cari-co del semestre, al netto degli anticipi versati.

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Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale - Euro 1.545 milioniLa voce comprende essenzialmente l’accertamento del debito residuo verso l’INPS per ilcontributo straordinario dovuto in conseguenza della soppressione del Fondo PrevidenzaElettrici (1.357 milioni di euro), determinato in funzione della prima rata corrisposta nelmese di novembre 2000. I debiti verso istituti previdenziali, assistenziali e assicurativi, paria 188 milioni di euro, sono relativi ai contributi a carico delle società, gravanti sia sulleretribuzioni erogate sia sugli oneri maturati e non corrisposti al personale per ferie e festi-vità abolite, maturate e non godute, lavoro straordinario e altre indennità del mese di giu-gno, pagate in luglio, nonché ai debiti relativi alle trattenute al personale dipendente.Comprendono, inoltre, il debito residuo in linea capitale verso FONDENEL di 52 milionidi euro rimborsato al 1° luglio 2001.

Debiti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico - Euro 343 milioni La riduzione di 1.267 milioni di euro è diretta conseguenza della nuova regolamenta-zione tariffaria che ha ridotto l’ambito di operatività della Cassa Conguaglio.

Altri debiti - Euro 2.999 milioniRisultano così composti:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Debiti verso il personale 503 540 (37)Debiti per canoni acqua e contributi urbanizzazione 139 137 2Debiti verso clienti per depositi cauzionali e rimborsi 1.421 1.181 240Traffico telefonico prepagato 120 - 120Altri debiti 816 154 662

TOTALE 2.999 2.012 987

La variazione rispetto al 31 dicembre 2000 è conseguenza essenzialmente dell’amplia-mento dell’area di consolidamento. In particolare il saldo al 30 giugno 2001 include 362milioni di euro relativi al debito residuo di WIND nei confronti del Ministero del Tesoro afronte della licenza UMTS e 321 milioni di euro relativi a quello di Infostrada verso leFerrovie dello Stato SpA derivante dal contratto siglato nel 1998 che regola i diritti d’usoe di passaggio della rete a fibre ottiche.

Il saldo e le variazioni sono così dettagliate:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

Ratei:- componenti di natura finanziaria 323 138 185- componenti di natura operativa 145 23 122Totale 468 161 307

Risconti:- componenti di natura finanziaria 17 10 7- componenti di natura operativa 449 484 (35)Totale 466 494 (28)

TOTALE 934 655 279

Ratei e risconti

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I ratei passivi di natura finanziaria risentono della concentrazione delle rate di scadenzadei debiti finanziari a medio-lungo termine nella seconda parte dell’anno. Quelli di natu-ra operativa riflettono elementi non presenti alla data di chiusura dell’esercizio 2000,quali i ratei passivi per la 13a mensilità.

Nella tabella che segue è riportata la ripartizione dei debiti in relazione al loro grado tem-porale di esigibilità.

Dal 01.01.2002 Oltre ilMilioni di euro Entro il 31.12.2001 al 31.12.2005 31.12.2005 Totale

Obbligazioni 1.249 4.105 3.108 8.462Debiti verso banche 11.567 2.949 3.088 17.604Debiti verso altri finanziatori 30 66 461 557Debiti diversi 9.357 1.645 352 11.354

TOTALE 22.203 8.765 7.009 37.977

I conti d’ordine accolgono gli ammontari relativi a cauzioni, fideiussioni, rischi eimpegni diversi come di seguito evidenziato:

Milioni di euro

al 30.06.2001 al 31.12.2000 Variazioni

GARANZIE PRESTATEFideiussioni rilasciate a garanzia di altre imprese:- ELCOGAS SA 20 20 -Fideiussioni rilasciate a garanzia di terzi 70 70 -Totale 90 90 -

ALTRI CONTI D’ORDINEImpegni assunti verso fornitori per:- Acquisti di energia elettrica 5.591 5.694 (103)- Acquisti di combustibili termici 30.997 35.517 (4.520)- Forniture varie 5.630 2.222 3.408- Appalti 1.627 1.058 569Impegni per acquisti di valute a termine 230 1.808 (1.578)Impegni per vendite di valute a termine 930 660 270Impegni per posizioni aperte su contratti derivati su combustibili 422 633 (211)Garanzie diverse a favore di istituti mutuanti 53 53 -Titoli di terzi ricevuti in custodia e deposito 375 4 371Canoni di leasing a scadere 4 17 (13)Totale 45.859 47.666 (1.807)

TOTALE 45.949 47.756 (1.807)

Ripartizione temporale dei debiti

Garanzie e altri conti d’ordine

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A seguito del conferimento nel corso del 2000 delle attività nucleari alla So.g.i.n. si èproceduto a rilasciare una controgaranzia di 70 milioni di euro a favore della BancaCommerciale Italiana per fideiussioni precedentemente emesse dalla So.g.i.n. Sono giàstate avviate, conseguentemente alla cessione della So.g.i.n. al Ministero del Tesoro (inattuazione dell’obbligo previsto dal D.Lgs. 79/99), azioni congiunte da parte delle duesocietà per l’estinzione delle garanzie in argomento.

Gli impegni di acquisto di energia elettrica sono così ripartiti:

Milioni di euro

Periodo:01.07.2001-2005 3.4632006-2010 1.8592011-2015 269

TOTALE 5.591

Gli impegni per acquisto di combustibili risultano così suddivisi:

Gas Olio ServiziMilioni di euro naturale combustibile Carbone logistici Orimulsion Totale

Periodo:01.07.2001-2005 8.518 673 56 225 6 9.4782006-2010 7.693 145 - - - 7.8382011-2015 7.692 - - - - 7.6922016 e oltre 5.989 - - - - 5.989

TOTALE 29.892 818 56 225 6 30.997

Trattandosi di forniture con prezzi variabili, per lo più espressi in valuta estera, gli importisono stati determinati in funzione dei parametri e dei cambi in essere a fine giugno, chene hanno integralmente determinato la variazione rispetto ai valori di fine 2000.

In relazione agli impegni per posizioni aperte su contratti derivati su combustibili, al 30giugno 2001 il Gruppo (tramite Enel.FTL) ha in essere diverse operazioni di coperturafinalizzate alla gestione dell’esposizione connessa ai costi variabili di produzione di ener-gia elettrica, attualmente derivante dallo sfasamento temporale previsto dal meccani-smo di determinazione dei prezzi stabilito dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas.Le operazioni sono del tipo Commodity Swap e Future. In particolare, gli Swap presen-tano un nominale sottostante di circa 30.000 tonnellate equivalenti di petrolio, corri-spondenti a circa 4 milioni di dollari.I Future, pari a 12.400 contratti, corrispondono ad una quantità nominale di circa 2,3 milio-ni di tonnellate equivalenti di petrolio ed a circa 334 milioni di dollari.

I titoli di terzi ricevuti in custodia e deposito si riferiscono per 362 milioni di euro alle azio-ni WIND di proprietà del Gruppo France Télécom e custodite presso la WIND stessa.

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Giudizi in materia tariffariaIn materia si ricordano le impugnative con le quali alcune imprese ad altissimo consumodi energia elettrica, contestano, in toto o parzialmente, la legittimità dei provvedimenticon cui il CIP prima e l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas dopo hanno determina-to di volta in volta le tariffe elettriche.Al momento, tutte le decisioni, anche di recente intervenute, hanno confermato la legit-timità dei provvedimenti impugnati. Va comunque detto che l’eventuale annullamen-to di tali provvedimenti, pur potendo generare una serie di richieste di rimborsi da partedelle imprese nei confronti di Enel, non appare suscettibile di pregiudicare la posizionedell’Azienda, atteso che all’eventuale annullamento dovrebbe comunque far seguitoda parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas l’emissione di un nuovo provve-dimento atto ad individuare nel sistema tariffario alcune soluzioni in grado di reinte-grare Enel degli oneri già riconosciuti.

Problematiche connesse ai campi elettrici e magnetici: aspetti normativiLa legge quadro sulla tutela dall’inquinamento elettromagnetico, entrata in vigore indata 22 marzo 2001, si pone come legge specifica della materia e detta i princípi fon-damentali cui le Regioni devono attenersi nella loro attività di legiferazione. La nuovadisciplina quadro è volta ad armonizzare l’intera materia sul territorio nazionale, dalmomento che rientra nelle funzioni proprie dello Stato l’emanazione di appositi decre-ti del Presidente del Consiglio dei Ministri relativi ai “limiti di esposizione”, ai “valori diattenzione” ed agli “obiettivi di qualità”. La nuova normativa riguarda sia le infra-strutture a bassa frequenza, quali le linee di trasmissione e distribuzione e le cabine didistribuzione, sia le infrastrutture ad alta frequenza, quali quelle utilizzate per la telefo-nia, inclusi i servizi di telefonia mobile. È previsto, inoltre, un programma di dieci anniper il risanamento dell’intera rete nazionale e per l’adeguamento della stessa ai nuovilivelli di esposizione nonché la possibilità di recupero, tramite le tariffe, degli oneri soste-nuti dai proprietari delle linee di trasmissione e distribuzione e delle cabine (recuperoche potrebbe anche non essere integrale, in quanto strettamente correlato alle operenecessarie per i risanamenti medesimi) secondo criteri che saranno determinatidall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, ai sensi della Legge 481/95, trattandosi dicosti sopportati nell’interesse generale.

Contenzioso relativo ai campi elettrici e magnetici e in materia urbanistica e ambientaleIl contenzioso in materia ambientale, essendo relativo all’installazione ed all’esercizio diimpianti elettrici, presenta problematiche comuni per Enel Distribuzione e per Terna, suc-cedute ad Enel SpA nei relativi rapporti.La trattazione dell’argomento può, pertanto, essere comune alle due società, per le qualila problematica ambientale più impegnativa è allo stato attuale quella connessa aglieffetti dei campi elettromagnetici emessi dagli impianti.Le due società, subentrate ad Enel SpA, sono convenute in numerosi giudizi, civili edamministrativi, nei quali vengono richiesti lo spostamento o la modifica delle modalitàdi esercizio di linee elettriche sulla base della presunta dannosità delle stesse, anche segli impianti sono stati installati nel pieno rispetto della normativa vigente in materia.Soltanto in un numero limitato di casi sono state avanzate richieste di risarcimento deidanni alla salute per effetto dei campi elettromagnetici.Sotto il profilo delle decisioni intervenute in materia, va segnalato che solo in sporadicicasi si sono avute pronunce sfavorevoli, peraltro tutte impugnate di modo che non visono allo stato attuale sentenze negative passate in giudicato, mentre in nessun caso èstata accolta domanda di risarcimento dei danni alla salute.Tuttavia, è da rilevare che, stante la crescente sensibilizzazione dell’opinione pubblicasull’argomento, va intensificandosi il ricorso a procedure di urgenza in materia, per otte-

Controversie

Impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale

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nere, in via cautelare, la sospensione o la modifica delle condizioni di esercizio degliimpianti da parte di residenti in prossimità degli stessi, che lamentano patologie da essiimputate all’esistenza delle linee elettriche.Inoltre, vanno segnalate anche alcune verifiche effettuate dalle autorità competenti, non-ché alcune controversie stragiudiziali e taluni procedimenti dinanzi al giudice civile, pena-le e amministrativo concernenti i campi magnetici delle cabine di media e bassa tensio-ne poste all’interno di edifici ed il rispetto dei relativi criteri normativi. In tali casi, peral-tro, si evidenzia che gli impianti sono sempre ampiamente rispettosi dei limiti di indu-zione magnetica previsti dalla normativa nazionale.Sono pendenti inoltre talune vertenze in materia urbanistica, paesaggistica e ambienta-le connesse con la costruzione e l’esercizio di alcuni impianti di produzione e di linee ditrasmissione e distribuzione. L’esame di tali vertenze, anche in base alle indicazioni deilegali, fa ritenere, in linea generale, come remoti eventuali esiti negativi, anche se perun numero limitato di giudizi non si possono ad oggi escludere in via assoluta esiti sfa-vorevoli le cui conseguenze potrebbero consistere, oltre che nell’eventuale risarcimentodei danni, nel sostenimento di oneri connessi alle modifiche degli impianti e alla tem-poranea indisponibilità degli impianti stessi. Si tratta di oneri allo stato attuale non ogget-tivamente determinabili e non compresi quindi in sede di determinazione del “Fondocontenzioso e rischi diversi”.

Contenzioso relativo agli stranded costIl 24 luglio 2001 è stato notificato il ricorso di Enel SpA, innanzi al Tribunale AmministrativoRegionale per la Lombardia - Milano, per ottenere l’annullamento della Deliberadell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas n. 114/01 con la quale sono stati fissati i cri-teri e le modalità di calcolo dei costi di produzione non recuperabili a causa della libe-ralizzazione del mercato elettrico (stranded cost). Con tale deliberazione l’Autorità perl’Energia Elettrica ed il Gas, esorbitando dai propri compiti di mera attuazione della disci-plina stabilita con appositi decreti dal Ministero dell’Industria, secondo quanto previstodal Decreto 79/99, ha introdotto un meccanismo di computo dei suddetti costi in viola-zione dei criteri indicati nei richiamati decreti, arrecando un grave pregiudizio a Enel.

Nel corso del semestre il Gruppo ha posto in essere contratti di opzione su cambi conl’obiettivo di contribuire a ottimizzare la gestione valutaria in dollari USA, sempre nel-l’ambito della copertura del rischio di oscillazione. Al 30 giugno 2001 erano in essere contratti per un importo nominale sottostante di circa80 milioni di euro.

Opzioni su cambi

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Il valore della produzione evidenzia una crescita di 2.899 milioni di euro rispetto al primosemestre 2000 e risulta così composto:

Milioni di euro


Ricavi delle vendite e delle prestazioni:- ricavi da vendita di energia - sul mercato vincolato 9.603 5.920 3.683- ricavi da vendita di energia - sul mercato libero 971 515 456- ricavi da vendita di energia - da società di produzione 314 - 314- contributi da Cassa Conguaglio - Settore Elettrico 484 4.147 (3.663)- vettoriamenti attivi 539 55 484- contributi di allacciamento 297 320 (23)- attività di telecomunicazioni 1.141 - 1.141- altre vendite e prestazioni 491 170 321Totale 13.840 11.127 2.713

Variazione dei lavori in corso su ordinazione 133 73 60Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni 415 455 (40)Altri ricavi e proventi 340 174 166

TOTALE VALORE DELLA PRODUZIONE 14.728 11.829 2.899

I ricavi del primo semestre 2001 provenienti da Paesi diversi dall’Italia sono stati pari a37 milioni di euro, di cui 31 milioni di euro dal Nord America.

Ricavi delle vendite e delle prestazioni - Euro 13.840 milioniI ricavi da vendita di energia sul mercato vincolato sono influenzati nel primo seme-stre 2001 dalla nuova regolamentazione tariffaria in vigore dal 1° gennaio 2001, inbase alla quale le tariffe inglobano anche la quota destinata alla copertura del costodei combustibili, corrisposta in precedenza dalla Cassa Conguaglio Settore Elettrico erilevata quindi in tale categoria di ricavi. L’importo rilevato a tale titolo tra i ricavi delprimo semestre 2001 è di 4.791 milioni di euro, per cui il ricavo tariffario omogeneocon quello dello stesso periodo dell’esercizio precedente è pari a 4.812 milioni di euro,in calo di 1.108 milioni di euro per effetto della riduzione delle tariffe (-11% circa peril meccanismo del price cap e per la riduzione di circa 0,52 centesimi per kWh – lire10 per kWh – della componente remunerativa dei costi fissi di produzione) e delleminori quantità vendute (-12,4% pari a -12.767 milioni di kWh) in conseguenza dellaprogressiva apertura del mercato. La riduzione è stata in parte mitigata dallo sposta-mento del mix verso le vendite in bassa tensione, caratterizzate da ricavi unitari piùelevati. Inoltre, sempre per effetto della nuova regolamentazione tariffaria e al fine dimantenere la corretta contrapposizione tra costi e ricavi, si è reso necessario integra-re il valore dei ricavi determinati sulla base di prefissati calendari di lettura e fattura-zione con la stima dell’energia erogata ma non ancora letta e fatturata al 30 giugno2001, pari a euro 890 milioni.

I ricavi da vendita di energia sul mercato libero crescono di 456 milioni di euro sia per imaggiori volumi (+34,4% pari a 3.338 milioni di kWh) sia per l’aumento dei prezzi di ven-dita dovuto essenzialmente alla crescita dei parametri legati al costo del combustibile.

Valore della produzione

Conto economico

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Nel primo semestre del 2001, sempre a seguito delle nuove regolamentazioni, le societàdell’area produzione hanno venduto l’energia prodotta da impianti che beneficiano degliincentivi ex Provvedimento CIP n. 6/92 al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionaleche, a sua volta, l’ha resa disponibile per il mercato libero. I ricavi sono stati pari a 314milioni di euro e non trovano riscontro nel primo semestre 2000 in quanto tali cessionierano dirette a società del Gruppo (Enel Distribuzione ed Enel Trade).

La riduzione dei contributi da Cassa Conguaglio Settore Elettrico è dovuta in misura pri-maria alla già descritta modifica tariffaria che ha interessato il mercato vincolato. I con-tributi di competenza del primo semestre 2001 sono costituiti da 228 milioni di eurorelativi alla componente di 0,3 centesimi di euro (lire 6) per kWh sulla produzione di ener-gia destinata al mercato vincolato finalizzata alla copertura dei costi di transizione versoil nuovo assetto del settore elettrico, da 243 milioni di euro da contributi pregressi sullaproduzione da impianti incentivati ex Provvedimento CIP n. 6/92 di cui si è ottenuto ilriconoscimento nel semestre e da componenti minori. Nel 2001 sono anche venuti menoi contributi in precedenza corrisposti a fronte degli acquisti di energia da fornitori terzie quelli correnti sulla produzione da impianti incentivati CIP n. 6/92 sostituiti, i primi,dalla già citata introduzione della tariffa unica di cessione dell’energia e i secondi dallacorrispondente quota del prezzo di vendita di tale tipo di energia al Gestore della Retedi Trasmissione Nazionale.

Anche il notevole incremento dei ricavi per vettoriamenti di energia elettrica, pari a 484milioni di euro, trova origine nel nuovo assetto regolatorio e di mercato. Tale importo èinfatti rappresentato da 354 milioni di euro relativi ai corrispettivi per l’utilizzo della retedi trasmissione nazionale rilevati da Terna nei confronti del Gestore della Rete. Sino al31 dicembre 2000 tale servizio era fatturato direttamente alle società del Gruppo (EnelDistribuzione ed Enel Trade). Il restante incremento di 130 milioni di euro è costituito daimaggiori ricavi conseguiti da Enel Distribuzione per il vettoriamento sulla propria rete dienergia elettrica destinata al mercato libero, in progressiva crescita per effetto della suarecente apertura.

I ricavi delle società di telecomunicazione, non presenti nel primo semestre 2000, sonopari a 1.141 milioni di euro e si riferiscono per 849 milioni di euro a WIND e per 292milioni di euro ad Infostrada.

Le altre vendite e prestazioni ammontano a 491 milioni di euro contro 170 milioni dieuro del primo semestre 2000. L’incremento, pari a 321 milioni di euro, deriva essen-zialmente dallo sviluppo delle nuove attività conseguenti al processo di diversificazionedel Gruppo. In particolare, le vendite di gas naturale crescono di 121 milioni di euro equelle di combustibili nell’ambito delle operazioni di trading di 234 milioni di euro. Ladifferenza di 34 milioni di euro è rappresentata dalle prestazioni delle società del Gruppoa WIND riflessa nella situazione consolidata del primo semestre 2000 con il metodo delpatrimonio netto.

Variazione delle rimanenze di lavori in corso su ordinazione - Euro 133 milioniLa voce registra un incremento di 60 milioni di euro rispetto al primo semestre dell’e-sercizio precedente riflettendo lo sviluppo dell’attività di costruzione per committentiterzi svolta principalmente da Enelpower.

Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni - Euro 415 milioniEvidenzia una riduzione di 40 milioni di euro conseguente all’uso più efficiente dellerisorse e al rallentamento dell’attività di realizzazione interna di impianti avutosi nel primosemestre del 2001.

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Altri ricavi e proventi - Euro 340 milioniL’incremento di 166 milioni di euro deriva principalmente dalla rilevazione, nell’ambi-to delle sopravvenienze attive, dello storno relativo all’accantonamento di 117 milio-ni di euro effettuato in sede di bilancio 2000 a fronte di presunti oneri correlati al feno-meno degli stranded cost e il cui presupposto è venuto meno con l’emanazione dellerecenti normative da parte del Ministro dell’Industria e dell’Autorità per l’EnergiaElettrica ed il Gas.

Le principali componenti sono qui di seguito evidenziate e confrontate:

Milioni di euro


Materie prime, sussidiarie,di consumo e di merci:- acquisti di combustibili 2.814 2.775 39- acquisti di energia elettrica da terzi 1.743 1.791 (48)- acquisti di materiali 553 406 147Totale 5.110 4.972 138

Servizi 2.432 674 1.758Godimento beni di terzi 268 117 151Personale 1.891 1.810 81Ammortamenti immobilizzazioni materiali 1.786 1.629 157Ammortamenti immobilizzazioni immateriali 318 71 247Svalutazioni 75 45 30Variazioni delle rimanenze di materie prime,sussidiarie, di consumo e di merci 89 (133) 222Accantonamenti per rischi 47 78 (31)Altri accantonamenti 40 26 14Oneri diversi di gestione 322 148 174

TOTALE COSTI DELLA PRODUZIONE 12.378 9.437 2.941

L’incremento dei costi per l’acquisto di combustibili, pari a 39 milioni di euro, risulta damaggiori acquisti di prodotti energetici destinati all’attività di trading e di gas naturaleper la rete di distribuzione (300 milioni di euro) e da minori acquisti di combustibili desti-nati alla produzione termica (261 milioni di euro) conseguenti principalmente alla diver-sa variazione delle scorte nei due semestri di riferimento.

La riduzione dei costi per acquisti di energia elettrica da terzi è in linea con la riduzionedelle quantità complessivamente acquistate dal Gruppo (-2,4%).

Gli acquisti di materiali, se esaminati congiuntamente alla relativa variazione delle scor-te, evidenziano un calo di 22 milioni di euro conseguente agli interventi di razionalizza-zione effettuati e alla minore attività di costruzione interna svolta nel semestre.

I costi per servizi evidenziano un incremento di 1.758 milioni di euro rappresentati prin-cipalmente dai costi di WIND e Infostrada per interconnessioni telefoniche e roamingpari a 672 milioni di euro, dagli oneri di accesso alla rete di trasmissione posti a caricodell’energia elettrica prodotta da impianti idrici e geotermici non incentivati pari a 489milioni di euro, e dai maggiori costi per vettoriamenti di energia elettrica conseguentialla nuova struttura del sistema di cui già si è detto pari a 420 milioni di euro. Il restan-te incremento, pari a 177 milioni di euro deriva essenzialmente dalla variazione del peri-

Costi della produzione

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metro di consolidamento, in particolare per le prestazioni ricevute dalle società dell’areatelecomunicazioni.

Le spese per godimento beni di terzi evidenziano una crescita complessiva di 151 milio-ni di euro anch’essa attribuibile all’ampliamento del perimetro di consolidamento.

Il costo del personale cresce in valore assoluto di 81 milioni di euro per l’effetto con-giunto della variazione del perimetro del Gruppo, principalmente per l’apporto del set-tore delle telecomunicazioni, e della riduzione dell’organico nell’ambito dell’attività elet-trica tradizionale.

Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per catego-ria di appartenenza, confrontata con quella del semestre precedente, nonché quellaeffettiva al 30 giugno 2001.

Consistenza media Consistenza

1° semestre 2001 1° semestre 2000 Variazioni al 30.06.2001

Dirigenti 834 759 75 902Quadri 5.193 4.798 395 5.283Impiegati 44.752 42.083 2.669 46.312Operai 27.054 28.829 (1.775) 26.250

TOTALE 77.833 76.469 1.364 78.747

Gli ammortamenti si incrementano nel complesso di 404 milioni di euro a seguito essen-zialmente della variazione di perimetro. In particolare, i maggiori ammortamenti calco-lati sulle differenze di consolidamento sono stati pari a 161 milioni di euro.

Le svalutazioni crescono di 30 milioni di euro principalmente per effetto della variazio-ne di perimetro.

Le variazioni delle rimanenze di materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci riflet-tono la riduzione nel valore delle scorte già descritto in sede di commento dell’attivopatrimoniale.

Gli accantonamenti per rischi e gli altri accantonamenti calano nel complesso di 17 milio-ni di euro per effetto di minori necessità manifestatesi nel settore della distribuzione dienergia elettrica.

La crescita degli oneri diversi di gestione, pari a 174 milioni di euro, deriva dalla varia-zione di perimetro e da maggiori sopravvenienze nei settori tradizionali per circa 25 milio-ni di euro, oltre a 18 milioni di euro relativi a maggiori imposte locali.

Rettifiche di valore di attività finanziarie

Proventi e oneri straordinari netti

121


Il saldo è così composto:

Milioni di euro


Proventi finanziari da partecipazioni in altre imprese 4 1 3

Altri proventi finanziari:- Da crediti iscritti nelle immobilizzazioni:

. interessi connessi all’attualizzazione del credito verso INPS per sgravio oneri sociali pregressi per il Mezzogiorno 5 9 (4)

. altri 3 5 (2)Totale 8 14 (6)

- Da titoli dell’attivo circolante che non costituiscono partecipazioni 15 7 8

- Altri proventi diversi dai precedenti 69 30 39Totale proventi 96 52 44

Oneri finanziari:- Su prestiti obbligazionari 169 185 (16)- Su prestiti da banche 381 111 270- Altri 67 25 42Totale oneri 617 321 296

TOTALE (521) (269) (252)

Evidenziano un aumento di 252 milioni di euro conseguente al maggior indebitamentoindotto principalmente dall’acquisizione di Infostrada e dal consolidamento integraledi WIND.

L’importo del primo semestre 2000 si riferiva alla quota di competenza del Gruppo dellaperdita di esercizio della partecipata WIND, valutata con il metodo del patrimonio netto,comprensiva della quota di ammortamento dell’avviamento.

Proventi e oneri straordinari netti - Euro 457 milioni• I proventi straordinari, pari a 1.037 milioni di euro, includono plusvalenze da cessioni,

pari a 474 milioni di euro (di cui 429 milioni di euro per la vendita del ramo di attivitàdella produzione relativo alla Valle d’Aosta), l’iscrizione dell’ammontare dell’energiaelettrica erogata alla fine dell’anno 2000 e non rilevabile in tale esercizio sulla basedelle precedenti modalità di accertamento, per un ammontare di 501 milioni di euro,oltre a conguagli di contributi da Cassa Conguaglio e altre sopravvenienze per un tota-le di 63 milioni di euro.

• Gli oneri straordinari, pari a 580 milioni di euro, includono principalmente 501 milio-ni di euro relativi alla svalutazione straordinaria dei contatori statici, di cui si è detto insede di commento delle immobilizzazioni materiali, e 59 milioni di euro di oneri rela-tivi a incentivi all’esodo del personale.

Proventi e oneri finanziari netti

122


Imposte sul reddito dell’esercizio - Euro 921 milioniLe imposte sul reddito presentano un’incidenza del 40,3% sul risultato ante imposte afronte del 48,4% del primo semestre 2000. L’incidenza del primo semestre 2001 è influen-zata dalla presenza di cospicue plusvalenze che beneficiano della tassazione in base aimposta sostitutiva del 19% in luogo della normale aliquota (IRPEG e IRAP) del 40,25%.L’incidenza fiscale determinata sui soli risultati ordinari è pari al 47% e riflette la ridu-zione di un punto dell’aliquota IRPEG rispetto a quella vigente nel 2000.Le imposte del primo semestre 2001 riflettono la rilevazione di imposte anticipate cal-colate sulle perdite del periodo di WIND e di Infostrada per 116 milioni di euro, ciò infunzione delle ipotesi formulate in merito alla futura validità fiscale di tali perdite, comeevidenziato in sede di commento della relativa voce dell’attivo.

Imposte sul reddito dell’esercizio

Allegati

124


Elenco delle imprese incluse nell’area di consolidamentocon il metodo integrale al 30.06.2001 (1)

% di possessoDenominazione Sede legale Attività Capitale sociale Valuta del Gruppo Detenuta da %

al 30.06.2001

Controllante:Enel SpA Roma Holding industriale 12.126.150.379.000 Lit. -

Controllate:Adim Mileo SpA Roma Distribuzione di gas 200.000.000 Lit. 100,00 Colombo Gas SpA 76,00

Brianza Gas Srl 24,00

Agas SpA (2) Teramo Distribuzione di gas 260.000 Euro 100,00 Enel SpA 89,50 (le rimanenti azioni sono possedute dalla stessa Agas SpA)

Ape Gruppo Enel SpA Roma Amministrazione del personale 500.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,00 CISE Tecnologie 1,00Innovative Srl

Avisio Energia SpA Trento Distribuzione di gas 13.000.000.000 Lit. 100,00 So.Ge.Gas SpA 98,00Enel SpA 2,00

Brianza Gas Srl Roma Distribuzione di gas 810.000.000 Lit. 100,00 Colombo Gas SpA 100,00

Camigas Srl Roma Distribuzione di gas 20.000.000 Lit. 100,00 Colombo Gas SpA 100,00

CESI - Centro Elettrotecnico Milano Ricerche, servizi di 8.550.000 Euro 57,92 Enel SpA 37,92Sperimentale Italiano Giacinto prova e collaudo Eurogen SpA 7,00Motta SpA Elettrogen SpA 5,00

Terna SpA 5,00Interpower SpA 3,00

CESP SpA Roma Distribuzione di gas 200.000.000 Lit. 100,00 Erogasud SpA 100,00

CHI Energy Inc. (1) Connecticut - Produzione di energia 10 USD 100,00 Enel Green Power Holding SA 100,00USA elettrica da fonti rinnovabili

CISE Tecnologie Innovative Srl Roma Servizi di ricerca 600.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Colombo Gas SpA Roma Distribuzione di gas 45.000.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Conphoebus SpA Catania Ricerca nel settore 7.000.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00delle energie rinnovabili

Ctida Srl Milano Trattamento delle acque 1.000.000.000 Lit. 75,00 Enel.Hydro SpA 75,00

Dalmazia Trieste SpA Roma Attività immobiliare 3.904.760 Euro 100,00 Enel SpA 98,76Sei SpA 1,24

Deval SpA Aosta Distribuzione e vendita di 75.000.000.000 Lit. 51,00 Valdis SpA 51,00energia elettrica inValle D’Aosta

Edil Geo Srl Roma Distribuzione di gas 190.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00

EGI Ltd. (1) (2) Bermuda Produzione di energia 12.000 USD 100,00 Enel Green Power Holding SA 100,00elettrica da fonti rinnovabili

Elettroambiente SpA Roma Tutela dell’ambiente e 250.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00smaltimento dei rifiuti

Elettrogen SpA Roma Produzione di energia elettrica 139.450.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

125

A l l e g a t i


al 30.06.2001

Enel Capital SpA(già Biz@Capital SpA) Milano Venture capital 3.500.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,00

CISE Tecnologie 1,00Innovative Srl

Enel Distribuzione SpA Roma Distribuzione di 12.238.400.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00energia elettrica

Enel Distribuzione Gas SpA Roma Distribuzione di gas 100.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Enel.Factor SpA Roma Factoring 12.500.000 Euro 80,00 Enel SpA 80,00

Enel Finance International SA Lussemburgo Finanziaria 214.975.000 LUF 99,99 Enel SpA 99,99

Enel.FTL SpA Roma Logistica dei combustibili 25.000.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,19 Enel Produzione SpA 0,80 CISE Tecnologie Innovative Srl 0,01

Enel Green Power Holding SA Lussemburgo Holding di partecipazioni 50.000.000 Euro 99,99 Erga SpA 99,99nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

Enel Holding Luxembourg SA Lussemburgo Finanziaria 6.237.390 Euro 99,99 Enel SpA 99,99

Enel.Hydro SpA Seriate (BG) Ingegneria civile e meccanica,sistemi idrici 9.390.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Enel Investment Holding BV Olanda Holding di partecipazioni 50.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00nel settore delle telecomunicazioni

Enel.it SpA Roma Servizi informatici 70.200.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,99 CISE Tecnologie 0,01Innovative Srl

Enelpower SpA Milano Ingegneria e costruzioni 127.600.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,99 CISE Tecnologie Innovative Srl 0,01

Enelpower UK Ltd. Regno Unito Ingegneria nel settore elettrico 1.000 GBP 100,00 Enelpower SpA 100,00

Enel Produzione SpA Roma Produzione di energia elettrica 6.360.100.850 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Enel.Re Ltd. Irlanda Riassicurazione 3.000.000 Euro 99,99 Enel Holding Lux. SA 99,99

Enel Service UK Ltd. Regno Unito Servizi nel settore energetico 100 GBP 100,00 Enel.FTL SpA 100,00

Enel.si - Servizi integrati SpA Roma Impiantistica e 5.000.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,00servizi energetici CISE Tecnologie Innovative Srl 1,00

Enel Trade SpA Milano Commercializzazione 2.500.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00di energia elettrica

Energas Impianti Srl Roma Distribuzione di gas 20.000.000 Lit. 100,00 Camigas Srl 100,00

Erga - Energie Rinnovabili Pisa Produzione di energia 716.607.150 Euro 100,00 Enel SpA 100,00Geotermiche ed Alternative SpA elettrica da fonti rinnovabili

Erogasud SpA Roma Distribuzione di gas 1.800.000.000 Lit. 100,00 Pafim Srl 85,00Enel SpA 15,00

Eurogen SpA Roma Produzione di energia elettrica 102.740.489 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

126



al 30.06.2001

Impregest Srl (2) Policoro (MT) Distribuzione di gas 500.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00

Infostrada SpA Milano Servizi di telecomunicazioni 270.000.000.000 Lit. 100,00 Enel Investment Holding BV 100,00

Interpower SpA Roma Produzione di energia elettrica 94.588.758 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Italia On Line SpA Milano Sviluppo e gestione 2.800.000.000 Lit. 100,00 Infostrada SpA 100,00di servizi Internet

IT-net SpA Roma Servizi informatici di rete 1.000.000.000 Lit. 100,00 WIND SpA 99,00Mondo WIND Srl 1,00

La Metanifera Srl Roma Distribuzione di gas 30.000.000 Lit. 100,00 Energas Impianti Srl 100,00

Lario Distribuzione Gas SpA Roma Distribuzione di gas 2.000.000.000 Lit. 100,00 Colombo Gas SpA 50,00Brianza Gas Srl 50,00

Masefield Coal AG (2) Svizzera Trading di carbone 100.000 CHF 51,00 Enel.FTL SpA 51,00

Metano Borgo Roma Distribuzione di gas 90.000.000 Lit. 100,00 S.G.M. SpA 100,00

San Giovanni Srl (2)

Metano Graffignana Srl (2) Roma Distribuzione di gas 20.000.000 Lit. 100,00 S.G.M. SpA 100,00

Metan Sud Gas SpA(2) Roma Distribuzione di gas 2.000.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00

Mondo WIND Srl Roma Commercializzazione di 190.000.000 Lit. 100,00 WIND SpA 99,00prodotti e servizi IT-net SpA 1,00di telecomunicazioni

Pafim Srl Roma Holding di partecipazioni 35.100.000 Lit. 100,00 Enel Spa 100,00nel settore del gas

SACEM Srl Roma Distribuzione di gas 30.000.000 Lit. 100,00 Colombo Gas SpA 100,00

S.A.M.I.G. Srl (2) L’Aquila Esercizio di pubblici servizi 90.000.000 Lit. 100,00 Agas SpA 100,0

Sei SpA Roma Attività immobiliare e servizi 1.223.427.364 Euro 100,00 Enel SpA 99,99Enel.Hydro SpA 0,01

Sfera - Società consortile Roma Formazione e reimpiego 5.825.000 Euro 100,00 Enel SpA 45,00 per la formazione e le risorse umane Enel Produzione SpA 10,00risorse aziendali ScpA Terna SpA 10,00

Enel Distribuzione SpA 10,00Enelpower SpA 10,00Erga SpA 5,00Sei SpA 5,00Enel.Hydro SpA 5,00

S.G.M. SpA (2) Roma Distribuzione di gas 500.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00

Sicim Services Srl Roma Distribuzione di gas 190.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00

So.Ge.Gas SpA Roma Distribuzione di gas 25.000.000.000 Lit. 100,00 Enel SpA 100,00

So.l.e. - Società luce elettrica SpA Roma Impianti e servizi di pubblica 4.600.000 Euro 100,00 Enel SpA 99,98 Gruppo Enel illuminazione CISE Tecnologie Innovative Srl 0,02

So.l.e. Milano H Scrl Roma Realizzazione impianti di 10.000 Euro 70,00 So.l.e. SpA 70,00illuminazione pubblica

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al 30.06.2001

Terna - Trasmissione Roma Esercizio della proprietà 2.036.050.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00Elettricità Rete Nazionale SpA della rete di trasmissione

dell’energia elettrica e suamanutenzione

Valdis SpA Aosta Distribuzione e vendita 30.550.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00di energia elettricain Valle D’Aosta

Valgen SpA Chatillon (AO) Produzione di energia 266.700.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00elettrica in Valle D’Aosta

WEBiz 2 BV Olanda Venture capital 18.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

WEBiz 3 NV Belgio Venture capital 17.950.000 Euro 100,00 WEBiz Holding BV 99,99WEBiz 2 BV 0,01

WEBiz Holding BV Olanda Venture capital 20.000 Euro 100,00 Enel SpA 80,00WEBiz 2 BV 20,00

WIND Telecomunicazioni SpA Roma Servizi di telecomunicazioni 1.618.087.558.000 Lit. 56,63 Enel SpA 56,63

(1) Le imprese possedute dalla CHI Energy Inc. e dalla EGI Ltd. consolidate con il metodo integrale formano oggetto di elenchi separati.(2) Consolidata solo patrimonialmente in quanto acquisita a fine periodo.

128


Elenco delle imprese possedute dalla CHI Energy Inc. incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale al 30.06.2001 (1)

% di possessoDenominazione Sede legale Capitale sociale (2) Valuta del Gruppo Detenuta da %

al 30.06.2001

Controllante:CHI Energy Inc. Connecticut - USA 10 USD 100,00 Enel Green Power Holding SA 100,00

Controllate:Agassiz Beach LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Aquenergy Systems Inc. South Carolina - USA 10.500 USD 100,00 Consolidated Hydro Southeast Inc. 100,00

Asotin Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

Autumn Hills LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Aziscohos Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

Beaver Falls Water Pennsylvania - USA - - 67,50 Beaver Valley Holdings Ltd. 67,50Power Company

Beaver Valley Holdings Ltd. Pennsylvania - USA 2 USD 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Beaver Valley Power Company Pennsylvania - USA 30 USD 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Bedard Electrics Inc. New York - USA 150.200 USD 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Boott Hydropower Inc. Massachusetts - USA - - 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

BP Hydro Associates Idaho - USA - - 100,00 CHI Idaho Inc. 68,00CHI Magic Valley Inc. 32,00

BP Hydro Finance Partnership Utah - USA - - 100,00 BP Hydro Associates 75,90Fulcrum Inc. 24,10

Canastota Wind Power LLC Delaware - USA - - 100,00 Essex Company 100,00

(Cataldo) Hydro Power New York - USA - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 50,00 Associates CHI Black River Inc. 50,00

CHI Acquisitions Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI Acquisitions II Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Argentina USA Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI Black River Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Canada Inc. Québec - Canada 800 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Dexter Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Finance Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI Hydroelectric Company Inc. Newfoundland - - 100,00 CHI Canada Inc. 100,00- Canada

CHI Highfalls Inc. Delaware - USA - - 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Idaho Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

CHI Magic Valley Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

CHI Minnesota Wind LLC Delaware - USA - - 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Mountain States Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Operations Inc.

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al 30.06.2001

CHI Operations Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI Patagonia Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Phillippines Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

CHI Power Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI Power Marketing Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI S.F. LP Québec - Canada - - 100,00 CHI Hydroelectric Co. Inc. 1,00 CHI Canada Inc. 99,00

CHI Universal Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

CHI West Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

CHI Western Operations Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Coneross Power Corporation Inc. South Carolina - USA 110.000 USD 100,00 Aquenergy Systems Inc. 100,00

Consolidated Hydro Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Mountain States Inc.

Consolidated Hydro Delaware - USA 130 USD 100,00 CHI Universal Inc. 100,00New Hampshire Inc.

Consolidated Hydro Delaware - USA 200 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00New York Inc.

Consolidated Hydro Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00Southeast Inc.

Consolidated Hydro Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00Vermont Inc.

Consolidated Pumped Delaware - USA 80 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00Storage Inc.

Consolidated Pumped Delaware - USA 90 USD 100,00 Consolidated Pumped Storage Arkansas Inc. Storage Inc. 100,00

Coosa Pines Energy LLC Delaware - USA - - 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Coosa Pines Energy Delaware - USA - - 100,00 CHI Finance Inc. 100,00Holdings LLC

Copenhagen Associates New York - USA - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 50,00 CHI Dexter Inc. 50,00

Crosby Drive Investments Inc. Massachusetts - USA - - 100,00 Asotin Hydro Company Inc. 100,00

Eagle & Phenix Hydro Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Company Inc.

Echo Summit Hydro Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00Company Inc.

Essex Company Massachusetts - USA - - 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

Florence Hills LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Fulcrum Inc. Idaho - USA 992,5 USD 100,00 Consolidated Hydro MountainStates Inc. 100,00

130



al 30.06.2001

Hadley Ridge LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Highfalls Hydro Company Inc. Delaware - USA - - 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Hope Creek LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Hosiery Mill Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Hydrodev Inc. Québec - Canada - - 100,00 CHI Canada Inc. 100,00

Hydro Development Group Inc. New York - USA 12,25 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00

Hydro Energies Corporation Vermont - USA 5.000 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Iroquorp Ltd. New York - USA - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Iroquorp Acquisitions Inc. New York - USA - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Jack River LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Jessica Mills LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Joseph Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00

Julia Hills LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Kings River Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Kinneytown Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

LaChute Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

Lawrence Hydroelectric Massachusetts - USA - - 100,00 Essex Company 92,50 Associates LP Crosby Drive Investments Inc. 7,50

Les Développements Québec - Canada 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00Hydroelectriques CHI Inc.

Littlefield Hydro Company Maine - USA - - 100,00 Littlefield Hydro Company Inc. 10,00 CHI Universal Inc. 90,00

Littlefield Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

Littleville Power Company Inc. Massachusetts - USA - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 100,00

Lower Saranac Corporation New York - USA 2 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Metro Wind LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Mill Shoals Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Minnewawa Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00

North Canal Waterworks Massachusetts - USA - - 100,00 Essex Company 100,00

Notch Butte Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Optigaz Inc. Québec - Canada - - 60,00 CHI Canada Inc. 60,00

Ottauquechee Hydro Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00Company Inc.

Patagonia Investments LP Delaware - USA - - 99,00 CHI Patagonia Inc. 99,00

131

A l l e g a t i


al 30.06.2001

Pelzer Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 Consolidated Hydro 100,00Southeast Inc.

Phoenix Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Pioneer Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Pyrites Associates New York - USA - - 100,00 Hydro Development Group Inc. 50,00 CHI Dexter Inc. 50,00

Ruthton Ridge LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Schoolfield Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Sheldon Vermont Hydro Company Inc. Delaware - USA - - 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Slate Creek Hydro Associates LP California - USA - - 95,00 Slate Creek Hydro Company Inc. 95,00

Slate Creek Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions II Inc. 100,00

Soliloquoy Ridge LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Somersworth Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Universal Inc. 100,00

Southwest Transmission LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Spartan Hills LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

St. - Felicien Cogeneration Québec - Canada - - 59,90 Hydrodev Inc. 2,40Limited Partnership CHI S.F. LP 57,50

Summit Energy Limited Delaware - USA - - 100,00 CHI Energy Inc. 1,00Partnership Summit Energy Storage Inc. 99,00

Summit Energy Storage Inc. Delaware - USA 8.200 USD 69,31 CHI Energy Inc. 69,31

Summit Finance Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 Summit Energy Storage Inc. 100,00

Sun River LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

The Great Dam Corporation Massachusetts - USA 100 USD 100,00 Lawrence Hydroelectric 100,00Associates LP

TKO Power Inc. California - USA - - 100,00 CHI West Inc. 100,00

Triton Power Company New York - USA - - 100,00 CHI Highfalls Inc. 50,00Highfalls Hydro Company Inc. 50,00

Tsar Nicholas LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Twin Falls Hydro Company Inc. Delaware - USA 10 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Twin Lake Hills LLC Minnesota - USA - - 49,00 CHI Minnesota Wind LLC 49,00

Ware Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Finance Inc. 100,00

Willimantic Hydro Company Inc. Delaware - USA 100 USD 100,00 CHI Acquisitions Inc. 100,00

Willimantic Power Corporation Connecticut - USA - - 100,00 Willimantic Hydro Company Inc. 100,00

Winter’s Spawn LLC 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.

132


Elenco delle imprese possedute dalla Energia Global International Ltd.incluse nell’area di consolidamento con il metodo integrale al 30.06.2001 (1)


al 30.06.2001

Controllante:EGI Ltd. Bermuda 12.000 USD 100,00 Enel Green Power Holding SA 100,00

Controllate:Agricola Rio Sahuil Ltda Cile 200.000.000 CLP 99,90 Agricola Y Constructora

Rio Guanehue SA 99,90

Agricola Y Constructora Cile - - 100,00 Empresa Electrica Panguipulli SA 99,93 Rio Guanehue SA Energia de Los Lagos Ltda 0,07

Celabi Ltd. Cayman Island 2 USD 100,00 Dowill Finance Company 100,00

Central American Connecticut - USA 1 USD 100,00 EGI Ltd. 100,00Power Services Inc.

Conexion Energetica Guatemala 5.000 GTQ 100,00 EGI Guatemala SA 98,00Centroamericana SA Mesoamerica Power 2,00

Development Ltd.

Conexion Energetica El Salvador 4.000.000 SVC 100,00 Grupo EGI SA de cv 99,95Centroamericana El Salvador SA EGI Holdco El Salvador SA de cv 0,05

Constructora Cerro Pitren Ltda Cile 200.000.000 CLP 99,90 Agricola Y Constructora 99,90Rio Guanehue SA

Control Y Despacho Regional Costa Rica 10.000 CRC 100,00 Energia Global de Costa Rica SA 100,00de Centroamerica SA

Dowill Finance Company Cayman Island 1.000 USD 50,10 EGI Chile Ltd. 50,10

EGI Chile Ltd. Cayman Island 1 USD 100,00 EGI Ltd. 100,00

EGI Costa Rica Viento SA Costa Rica 100.000 CRC 100,00 Mesoamerica Power 100,00 Development Ltd.

EGI Guacimo Ltd. Cayman Island 1 USD 100,00 EGI Ltd. 100,00

EGI Guatemala SA Guatemala 5.000 GTQ 100,00 Mesoamerica Power 99,98Development Ltd.EGI Ltd. 0,02

EGI Holdco El Salvador El Salvador 200.000 SVC 100,00 Mesoamerica Power 99,95SA de cv Development Ltd.

EGI Ltd. 0,05

EGI Jimenez Ltd. Cayman Island 1 USD 100,00 EGI Ltd. 100,00

EGI Project Services SA Guatemala 5.000 GTQ 100,00 EGI Guatemala SA 99,98Mesoamerica Power 0,02Development Ltd.

Electrificadora Ecologica SA Costa Rica 1.200.000 CRC 100,00 ZMZ General SA 100,00

Empresa Electrica Panguipulli SA Cile - - 100,00 Energia de Los Lagos Ltda 99,99 Energia Alerce Ltda 0,01

133

A l l e g a t i


al 30.06.2001

Empresa Electrica Puyehue SA Cile 10.601.000.000 CLP 100,00 Energia de Los Lagos Ltda 99,90 Energia Alerce Ltda 0,10

Energia Alerce Ltda Cile 1.000.000 CLP 100,00 Jeffco Ltd. 99,90Dowill Finance Company 0,10

Energia de Los Lagos Ltda Cile 15.414.240.752 CLP 100,00 Energia Alerce Ltda 99,99Jeffco Ltd. 0,01

Energia Global SA de cv Connecticut - USA 50.000 MXN 99,00 EGI Ltd. 99,00

Energia Global de Costa Rica SA Costa Rica 100.000 CRC 100,00 EGI Ltd. 100,00

Generadora de Occidente Ltda Guatemala 5.000 GTQ 100,00 EGI Guatemala SA 99,00 Mesoamerica Power 1,00Development Ltd.

Grupo EGI SA de cv El Salvador 200.000 SVC 100,00 EGI Holdco El Salvador SA de cv 99,95 Mesoamerica Power 0,05Development Ltd.

Grupo EGI Matanzas SA Guatemala 5.000 GTQ 100,00 Tecnoguat Holdings Ltd. 99,00 Tecnoguat SA 1,00

Grupo Hidro Energia Costa Rica 10.000 CRC 100,00 Energia Global de 100,00Centroamerica SA Costa Rica SA

Grupo Hidroverde Ltd. Cayman Island 100 USD 45,00 EGI Jimenez Ltd. 45,00

Hidroenergetica SA Costa Rica 10.000 CRC 100,00 Energia Global de Costa Rica SA 100,00

Industria Mercantil Guatemala 5.000 GTQ 100,00 EGI Guatemala SA 80,00 de Guatemala SA Mesoamerica Power 20,00

Development Ltd.

Inversiones Hidroelectricas Costa Rica 10.000 CRC 100,00 Energia Global de Costa Rica SA 100,00 Cincuenta SA

Inversiones Mil Seiscientos Costa Rica 2.000 CRC 100,00 Energia Global de Costa Rica SA 100,00Sesenta Y Uno SA

Jeffco Ltd. Cayman Island 100 USD 100,00 Dowill Finance Company 100,00

Mesoamerica Power Bermuda 12.000 USD 100,00 EGI Ltd. 100,00Development Ltd.

Molinos de Viento del Arenal SA Costa Rica 9.709.200 USD 49,00 Electrificadora Ecologica SA 49,00

Operacion Y Mantenimiento Costa Rica 30.000 CRC 85,00 Electrificadora Ecologica SA 85,00Tierras Morenas SA

P.H. Don Pedro SA Costa Rica 100.001 CRC 29,93 EGI Ltd. 29,93

P.H. Don Rafael SA Costa Rica 10.000 CRC 40,00 EGI Ltd. 30,00Energia Global de Costa Rica SA 10,00


al 30.06.2001

P.H. Guacimo SA Costa Rica 50.000 CRC 40,00 EGI Ltd. 30,00 Energia Global de Costa Rica SA 10,00

P.H. Rio Volcan SA Costa Rica 100.001 CRC 43,13 EGI Ltd. 43,13

Power Finance de Panama SA Connecticut - USA 10.000 USD 100,00 Mesoamerica Power 100,00Development Ltd.

Tecnoguat SA Guatemala 1.000.000 GTQ 100,00 Grupo EGI Matanzas SA 99,00Tecnoguat Holdings Ltd. 1,00

Tecnoguat Holdings Ltd. Cayman Island 100 USD 75,00 EGI Ltd. 75,00

ZMZ General SA 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.

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A l l e g a t i


al 30.06.2001

Euromedia Luxembourg One SA Lussemburgo Venture capital 52.500.000 USD 28,57 Enel SpA 28,57

Immobiliare Foro Bonaparte SpA Roma Attività immobiliare 55.000.000 Euro 49,00 Sei SpA 49,00

Immobiliare Rio Nuovo SpA Roma Attività immobiliare 155.300.000.000 Lit. 49,00 Sei SpA 49,00

KH (Multimedia Education) SpA Torino Formazione 9.804.000.000 Lit. 49,00 Sfera ScpA 49,00professionale

Q-Channel SpA Roma Servizi nel settore 3.214.286.000 Lit. 24,00 Enel.it SpA 24,00sanitario

EPV Holdings LLC Delaware - USA Produzione di energia - - 37,14 CHI Power Inc. 37,14elettrica da fonti rinnovabili

Star Lake Hydro Partnership Canada Produzione di energia - - 49,00 CHI Hydroelectric Company Inc. 49,00 elettrica da fonti rinnovabili

Black River Hydro Assoc. New York - USA Produzione di energia - - 25,00 (Cataldo) Hydro Power Associates 25,00elettrica da fonti rinnovabili

ESTEL SpA Trieste Servizi di 23.000.000.000 Lit. 40,00 WIND SpA 40,00telecomunicazioni

Megamind SpA Roma Distribuzione 200.000.000 Lit. 30,00 Mondo WIND Srl 30,00commerciale

Aes Distribuidores El Salvador Produzione di energia 200.000 SVC 20,00 Grupo EGI SA de cv 20,00Salvadoreños Y Compania elettrica da fonti S. en C. de cv rinnovabili

Conphoebus Technology Catania Servizi di facility 2.000.000.000 Lit. 50,00 Sei SpA 50,00Service SpA management

Elenco delle imprese collegate valutate con il metododel patrimonio netto al 30.06.2001

136



al 30.06.2001

Atezada Services Ltd. Regno Unito Servizi amministrativi 1.000 GBP 100,00 Masefield Coal AG 100,00

Carbones Colombianos Colombia Sfruttamento di 712.410.000 COP 60,00 Masefield Coal AG 60,00 del Cerrejon SA giacimenti minerari (a titolo

di usufrutto)

Climare Scrl Sestri Levante Attività nel settore 60.000.000 Lit. 66,66 Enel Distribuzione SpA 66,66(Genova) energetico

Consorzio Siciltech Palermo Sviluppo delle piccole e 10.000.000 Lit. 99,00 Enel.Hydro SpA 99,00(in liquidazione) medie imprese in Sicilia

Enelpower do Brasil Ltda Brasile Ingegneria nel settore 1.242.000 R$ 99,99 Enelpower SpA 99,99elettrico

Enel Vendita Gas SpA Roma Vendita di gas 100.000 Euro 100,00 Enel SpA 100,00

Hydro Gestioni SpA Milano Attività nel settore idrico 104.000 Euro 51,00 Enel.Hydro SpA 51,00

Hydro Gestioni Impianti Milano Attività nel settore idrico 25.822 Euro 51,00 Enel.Hydro SpA 51,00Tecnologici Scrl

Idrogest Scrl Cagliari Attività nel settore idrico 25.000 Euro 100,00 Enel.Hydro SpA 50,00Erga SpA 50,00

Metan Gas Sicilia Srl Fiumefreddo Distribuzione di gas 1.000.000.000 Lit. 80,00 Metan Sud Gas SpA 80,00 di Sicilia (CT)

T.S.N.- Transmissora Brasile Realizzazione, esercizio 73.810.000 R$ 98,20 Enelpower SpA 98,20Sudeste Nordeste SA e manutenzione della

rete di trasmissionedell’energia elettrica

Western New York Wind New York - USA Produzione di energia 300 USD 100,00 CHI Energy Inc. 100,00Corporation elettrica da fonti

rinnovabili

Elenco delle partecipazioni in imprese controllate non consolidate al 30.06.2001

137

A l l e g a t i


al 30.06.2001

C.I.N.S. Roma Attività di ricerca 100.000.000 Lit. 20,00 CISE Tecnologie Innovative Srl 20,00sui materiali

Istedil - Istituto Sperimentale Guidonia (RM) Tecnologia, sicurezza, 2.000.000.000 Lit. 50,00 Enel.Hydro SpA 50,00per l’Edilizia SpA costruzioni

Consorzio Isas Matera Formazione, 10.000.000 Lit. 46,25 Enel.Hydro SpA 46,25ricerca e servizi vari

Consorzio Corarc Seriate (BG) Coordinamento 100.000.000 Lit. 50,00 Enel.Hydro SpA 50,00ricerca scientifica

Consorzio Progetto Torre di Pisa Pisa Coordinamento studi 60.000.000 Lit. 24,98 Enel.Hydro SpA 24,98restauro Torre di Pisa

SIET - Società Informazioni Piacenza Studi, progetti e ricerche 2.184.480.000 Lit. 41,55 Enel.Hydro SpA 41,55Esperienze Termoidrauliche SpA in campo termotecnico

Idroenergia Consorzio Seriate (BG) Impianti di dissalazione 100.000.000 Lit. 50,00 Enel.Hydro SpA 50,00(in liquidazione)

Consorzio Gestione Centro Iside Prignano Cil. (SA) Monitoraggio e sicurezza 200.000.000 Lit. 49,00 Enel.Hydro SpA 29,00reti idriche Erga SpA 20,00

HydroLazio Scrl Bologna Attività nel settore idrico 1.000.000.000 Lit. 30,00 Enel.Hydro SpA 30,00

Sicilia Hydro SpA Enna Attività nel settore idrico 200.000.000 Lit. 33,50 Enel.Hydro SpA 33,50

Enelpower Contractor and Arabia Saudita Costruzione, gestione e 5.000.000 SR 40,00 Enelpower SpA 40,00Development Saudi Arabia Ltd. manutenzione di impianti

Enelco SA Grecia Costruzione, gestione e 200.000.000 GRD 50,00 Enelpower SpA 50,00manutenzione di impianti

Eneco Energia Ecologica Srl Moena (TN) Teleriscaldamento 516.000 Euro 49,00 Avisio Energia SpA 49,00

Gas Impianti Srl Cremona Distribuzione di gas 90.000.000 Lit. 20,00 Erogasud SpA 20,00

Aes Distribuidores El Salvador Produzione di energia 200.000 SVC 20,00 Grupo EGI SA de cv 20,00Salvadoreños Ltda de cv elettrica da fonti rinnovabili

Hipotecaria El Salvador Produzione di energia 100.000 SVC 20,00 Grupo EGI SA de cv 20,00de Santa Ana Ltda de cv elettrica da fonti rinnovabili

Hydrodev Limited Partnership Québec-Canada Produzione di energia - - 49,00 CHI Canada Inc. 48,00 elettrica da fonti rinnovabili Hydrodev Inc. 1,00

Panaenergy Group SA Connecticut - USA Produzione di energia 200 USD 50,00 EGI Ltd. 50,00elettrica da fonti rinnovabili

Consorzio Elettra 2000 Bologna Studi e ricerche 1.800.000.000 Lit. 20,00 WIND SpA 20,00relativi all’impatto della telefonia cellulare

CODEV - Consorzio Distribuzione Pavia Distribuzione elettricità 50.000 Euro 40,00 Enel Distribuzione SpA 40,00Elettricità Voghera

Elenco delle partecipazioni in imprese collegate al 30.06.2001

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Denominazione Sede legale Attività Capitale sociale Valuta Posseduta da %

Adim Mileo SpA Roma Distribuzione di gas 200.000.000 Lit. Colombo Gas SpA 76Brianza Gas SpA 24

Aes Distribuidores San Salvador Produzione di energia 200.000 SVC Grupo EGI SA de cv 20Salvadoreños Ltda de cv (El Salvador)

Aes Distribuidores San Salvador Produzione di energia 200.000 SVC Grupo EGI SA de cv 20Salvadoreños (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabiliY Compania S. en C. de cv

Agas SpA Teramo Distribuzione di gas 260.000 Euro Enel SpA 89,5Agas SpA 10,5

Agassiz Beach LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Agricola Rio Sahuil Ltda Santiago (Cile) Produzione di energia 200.000.000 CLP Agricola Y Constructora 99,90Rio Guanehue SA

Agricola Y Constructora Santiago (Cile) Produzione di energia - - Empresa Electrica Panguipulli SA 99,93Rio Guanehue SA Energia de Los Lagos Ltda 0,07

Ape Gruppo Enel SpA Roma Amministrazione del personale 500.000 Euro Enel SpA 99CISE Srl 1

Aquenergy Systems Inc. South Carolina - USA Produzione di energia 10.500 USD Consolidated Hydro Southeast Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Asotin Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100

Atezada Services Ltd. Londra (Regno Unito) Servizi amministrativi 1.000 GBP Masefield Coal AG 100

Autumn Hills LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49

Avisio Energia SpA Trento Distribuzione di gas 13.000.000.000 Lit. So.Ge.Gas SpA 98Enel SpA 2

Aziscohos Hydro Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100Company Inc.

Beaver Falls Water Pennsylvania - USA Produzione di energia - - Beaver Valley Holdings Ltd. 67,50Power Company elettrica da fonti rinnovabili

Beaver Valley Holdings Ltd. Pennsylvania - USA Produzione di energia 2 USD Hydro Development Group Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Beaver Valley Pennsylvania - USA Produzione di energia 30 USD Hydro Development Group Inc. 100Power Company elettrica da fonti rinnovabili

Bedard Electrics Inc. New York - USA Produzione di energia 150.200 USD Hydro Development Group Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Boott Hydropower Inc. Massachusetts - USA Produzione di energia - - CHI Energy Inc. 100

Brianza Gas Srl Roma Distribuzione di gas 810.000.000 Lit. Colombo Gas SpA 100

Camigas Srl Roma Distribuzione di gas 20.000.000 Lit. Colombo Gas SpA 100

Canastota Wind Power LLC Delaware - USA Produzione di energia - - Essex Company 100elettrica da fonti rinnovabili

Elenco delle partecipazioni rilevanti di Enel al 30.06.2001ex art. 120 del D.Lgs. 24/02/1998 n. 58(pubblicazione ai sensi dell’art.126 della Deliberazione CONSOB 14 maggio 1999, n. 11971)N.B: le partecipazioni sono possedute a titolo di proprietà se non altrimenti indicato

139

A l l e g a t i


Carbones Colombianos Bogotà (Colombia) Sfruttamento di giacimenti minerari 712.410.000 COP Masefield Coal AG 60del Cerrejon SA (a titolo di usufrutto)

Celabi Ltd. Georgetown Produzione di energia 2 USD Dowill Finance Company 100(Cayman Island)

Central American Connecticut - USA Produzione di energia 1 USD EGI Ltd. 100Power Services Inc.

CESI - Centro Elettrotecnico Milano Ricerche, servizi di prova e collaudo 8.550.000 Euro Enel SpA 37,92Sperimentale Italiano Eurogen SpA 7,00Giacinto Motta SpA Elettrogen SpA 5,00

Terna SpA 5,00Interpower SpA 3,00

CESP SpA Roma Distribuzione di gas 200.000.000 Lit. Erogasud SpA 100

CHI Acquisitions Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Acquisitions II Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Argentina USA Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Black River Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Canada Inc. Québec - Canada Produzione di energia 800 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Dexter Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Energy Inc. Connecticut - USA Produzione di energia 10 USD Enel Green Power Holding SA 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Finance Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100

CHI Hydroelectric Newfoundland Produzione di energia - - CHI Canada Inc. 100Company Inc. Canada elettrica da fonti rinnovabili

CHI Highfalls Inc. Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Idaho Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Magic Valley Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Minnesota Wind LLC Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Finance Inc. 100

CHI Mountain Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100States Operations Inc. elettrica da fonti rinnovabili

CHI Operations Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

140



CHI Patagonia Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Phillippines Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Power Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Power Marketing Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Universal Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI West Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

CHI Western Operations Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100

CISE Tecnologie Roma Servizi di ricerca 600.000 Euro Enel SpA 100Innovative Srl

Climare Scrl Sestri Levante Attività nel settore energetico 60.000.000 Lit. Enel Distribuzione SpA 66,66(GE)

CO.FA.S.E. Srl Canazei (TN) Cogenerazione di energia 50.000.000 Lit. Avisio Energia SpA 14elettrica e termica

Colombo Gas SpA Roma Distribuzione di gas 45.000.000 Euro Enel SpA 100

Coneross Power South Carolina Produzione di energia 110.000 USD Aquenergy Systems Inc. 100Corporation Inc. USA

Conexion Energetica Guatemala Produzione di energia 5.000 GTQ EGI Guatemala SA 98Centroamericana SA Mesoamerica Power Development Ltd. 2

Conexion Energetica San Salvador Produzione di energia 4.000.000 SVC Grupo EGI SA de cv 99,95Centroamericana (El Salvador) EGI Holdco El Salvador SA de cv 0,05El Salvador SA

Conphoebus SpA Catania Ricerca nel settore 7.000.000 Euro Enel SpA 100delle energie rinnovabili

Conphoebus Technology Catania Servizi di facility management 2.000.000.000 Lit. Sei SpA 50Service SpA

Consolidated Hydro Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100Mountain States Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Consolidated Hydro Delaware - USA Produzione di energia 130 USD CHI Universal Inc. 100New Hampshire Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Consolidated Hydro Delaware - USA Produzione di energia 200 USD CHI Energy Inc. 100New York Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Consolidated Hydro Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions II Inc. 100Southeast Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Consolidated Hydro Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100Vermont Inc. elettrica da fonti rinnovabili

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A l l e g a t i


Consolidated Pumped Delaware - USA Produzione di energia 80 USD CHI Energy Inc. 100Storage Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Consolidated Pumped Delaware - USA Produzione di energia 90 USD Consolidated Pumped Storage Inc. 100Storage Arkansas Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Constructora Santiago (Cile) Produzione di energia 200.000.000 CLP Agricola Y Constructora 99,90Cerro Pitren Ltda elettrica da fonti rinnovabili Rio Guanehue SA

Control Y Despacho Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 10.000 CRC Energia Global de Costa Rica SA 100Regional de elettrica da fonti rinnovabiliCentroamerica SA

Coosa Pines Energy LLC Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Coosa Pines Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Finance Inc. 100Energy Holdings LLC

Crosby Drive Massachusetts Produzione di energia - - Asotin Hydro Company Inc. 100Investments Inc. USA elettrica da fonti rinnovabili

Ctida Srl Milano Trattamento delle acque 1.000.000.000 Lit. Enel.Hydro SpA 75

Dalmazia Trieste SpA Roma Attività immobiliare 3.904.760 Euro Enel SpA 98,76Sei SpA 1,24

Depurazione Trentino Trento Depurazione delle acque 10.000 Euro Enel.Hydro SpA 15Centrale Scrl

Deval SpA Aosta Distribuzione e vendita 75.000.000.000 Lit. Valdis SpA 51di energia elettrica in Valle D’Aosta

Dowill Finance Company Georgetown Produzione di energia 1.000 USD EGI Chile Ltd. 50,10(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

Eagle & Phenix Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Echo Summit Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Edil Geo Srl Roma Distribuzione di gas 190.000.000 Lit. Enel SpA 100

EGI Ltd. Hamilton (Bermuda) Produzione di energia 12.000 USD Enel Green Power Holding SA 100elettrica da fonti rinnovabili

EGI Chile Ltd. Georgetown Produzione di energia 1 USD EGI Ltd. 100(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

EGI Costa Rica Viento SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 100.000 CRC Mesoamerica Power Development Ltd. 100elettrica da fonti rinnovabili

EGI Guacimo Ltd. Georgetown Produzione di energia 1 USD EGI Ltd. 100(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

EGI Guatemala SA Guatemala Produzione di energia 5.000 GTQ Mesoamerica Power Development Ltd. 99,98elettrica da fonti rinnovabili EGI Ltd. 0,02

EGI Holdco San Salvador Produzione di energia 200.000 SVC Mesoamerica Power Development Ltd. 99,95El Salvador SA de cv (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili EGI Ltd. 0,05

EGI Jimenez Ltd. Georgetown Produzione di energia 1 USD EGI Ltd. 100(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

142



EGI Project Services SA Guatemala Produzione di energia 5.000 GTQ EGI Guatemala SA 99,98elettrica da fonti rinnovabili Mesoamerica Power Development Ltd. 0,02

Electrificadora Ecologica SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 1.200.000 CRC ZMZ General SA 100elettrica da fonti rinnovabili

Elettroambiente SpA Roma Tutela dell’ambiente 250.000 Euro Enel SpA 100e smaltimento dei rifiuti

Elettrogen SpA Roma Produzione di energia elettrica 139.450.000 Euro Enel SpA 100

Empresa Electrica Santiago (Cile) Produzione di energia - - Energia de Los Lagos Ltda 99,99Panguipulli SA elettrica da fonti rinnovabili Energia Alerce Ltda 0,01

Empresa Electrica Santiago (Cile) Produzione di energia 10.601.000.000 CLP Energia de Los Lagos Ltda 99,90Puyehue SA elettrica da fonti rinnovabili Energia Alerce Ltda 0,10

Eneco Energia Ecologica Srl Moena (TN) Teleriscaldamento 516.000 Euro Avisio Energia SpA 49

Enel Capital SpA Milano Venture capital 3.500.000 Euro Enel SpA 99(già Biz@Capital SpA) CISE Srl 1

Enelco SA Atene (Grecia) Costruzione, gestione 200.000.000 GRD Enelpower SpA 50e manutenzione di impianti

Enel Distribuzione SpA Roma Distribuzione di energia elettrica 12.238.400.000.000 Lit. Enel SpA 100

Enel Distribuzione Gas SpA Roma Distribuzione di gas 100.000 Euro Enel SpA 100

Enel.Factor SpA Roma Factoring 12.500.000 Euro Enel SpA 80

Enel Finance International SA Lussemburgo Finanziaria 214.975.000 LUF Enel SpA 99,99

Enel.FTL SpA Roma Logistica dei combustibili 25.000.000 Euro Enel SpA 99,19Enel Produzione SpA 0,80CISE Srl 0,01

Enel Green Power Holding SA Lussemburgo Holding di partecipazioni 50.000.000 Euro Erga SpA 99,99nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

Enel Holding Luxembourg SA Lussemburgo Finanziaria 6.237.390 Euro Enel SpA 99,99

Enel.Hydro SpA Seriate (BG) Ingegneria civile e meccanica, 9.390.000 Euro Enel SpA 100sistemi idrici

Enel Investment Holding BV Amsterdam (Olanda) Holding di partecipazioni 50.000 Euro Enel SpA 100nel settore delle telecomunicazioni

Enel.it SpA Roma Servizi informatici 70.200.000 Euro Enel SpA 99,99CISE Srl 0,01

Enelpower SpA Milano Ingegneria e costruzioni 127.600.000 Euro Enel SpA 99,99CISE Srl 0,01

Enelpower Contractor Riyadh Costruzione, gestione 5.000.000 SR Enelpower SpA 40and Development (Arabia Saudita) e manutenzione di impiantiSaudi Arabia Ltd.

Enelpower do Brasil Ltda Rio de Janeiro (Brasile) Ingegneria nel settore elettrico 1.242.000 R$ Enelpower SpA 99,99

Enelpower UK Ltd. Londra (Regno Unito) Ingegneria nel settore elettrico 1.000 GBP Enelpower SpA 100

143

A l l e g a t i


Enel Produzione SpA Roma Produzione di energia elettrica 6.360.100.850 Euro Enel SpA 100

Enel.Re Ltd. Dublino (Irlanda) Riassicurazione 3.000.000 Euro Enel Holding Luxembourg SA 99,99

Enel Service UK Ltd. Londra (Regno Unito) Servizi nel settore energetico 100 GBP Enel.FTL SpA 100

Enel.si - Servizi integrati SpA Roma Impiantistica e servizi energetici 5.000.000 Euro Enel SpA 99CISE Srl 1

Enel Trade SpA Milano Commercializzazione di energia elettrica 2.500.000 Euro Enel SpA 100

Enel Vendita Gas SpA Roma Vendita di gas 100.000 Euro Enel SpA 100

Energas Impianti Srl Roma Distribuzione di gas 20.000.000 Lit. Camigas Srl 100

Energia Alerce Ltda Santiago (Cile) Produzione di energia 1.000.000 CLP Jeffco Ltd. 99,90elettrica da fonti rinnovabili Dowill Finance Company 0,10

Energia de Los Lagos Ltda Santiago (Cile) Produzione di energia 15.414.240.752 CLP Energia Alerce Ltda 99,99elettrica da fonti rinnovabili Jeffco Ltd. 0,01

Energia Global SA de cv Connecticut - USA Produzione di energia 50.000 MXN EGI Ltd. 99elettrica da fonti rinnovabili

Energia Global Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 100.000 CRC EGI Ltd. 100de Costa Rica SA elettrica da fonti rinnovabili

EPV Holdings LLC Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Power Inc. 37,14elettrica da fonti rinnovabili

Erga - Energie Rinnovabili Pisa Produzione di energia 716.607.150 Euro Enel SpA 100Geotermiche elettrica da fonti rinnovabilied Alternative SpA

Erogasud SpA Roma Distribuzione di gas 1.800.000.000 Lit. Pafim Srl 85Enel SpA 15

Essex Company Massachusetts - USA Produzione di energia - - CHI Energy Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

ESTEL SpA Trieste Servizi di telecomunicazioni 23.000.000.000 Lit. WIND SpA 40

Eurogen SpA Roma Produzione di energia elettrica 102.740.489 Euro Enel SpA 100

Euromedia Lussemburgo Venture capital 52.500.000 USD Enel SpA 28,57Luxembourg One SA

Florence Hills LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Fulcrum Inc. Idaho - USA Produzione di energia 992,5 USD Consolidated Hydro 100elettrica da fonti rinnovabili Mountain States Inc.

Gas Impianti Srl Cremona Distribuzione di gas 90.000.000 Lit. Erogasud SpA 20

Generadora Guatemala Produzione di energia 5.000 GTQ EGI Guatemala SA 99de Occidente Ltda elettrica da fonti rinnovabili Mesoamerica Power Development Ltd. 1

Grupo EGI SA de cv San Salvador Produzione di energia 200.000 SVC EGI Holdco El Salvador SA de cv 99,95(El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili Mesoamerica Power Development Ltd. 0,05

Grupo EGI Matanzas SA Guatemala Produzione di energia 5.000 GTQ Tecnoguat Holdings Ltd. 99Tecnoguat SA 1

144



Grupo Hidro Energia Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 10.000 CRC Energia Global de Costa Rica SA 100Centroamerica SA elettrica da fonti rinnovabili

Grupo Hidroverde Ltd. Georgetown Produzione di energia 100 USD EGI Jimenez Ltd. 45(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

Hadley Ridge LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Hidroenergetica SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 10.000 CRC Energia Global de Costa Rica SA 100elettrica da fonti rinnovabili

Hipotecaria San Salvador Produzione di energia 100.000 SVC Grupo EGI SA de cv 20de Santa Ana Ltda de cv (El Salvador) elettrica da fonti rinnovabili

Highfalls Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Hope Creek LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Hosiery Mill Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Hydrodev Inc. Québec - Canada Produzione di energia - - CHI Canada Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Hydro Development New York - USA Produzione di energia 12,25 USD CHI Acquisitions II Inc. 100Group Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Hydro Energies Corporation Vermont - USA Produzione di energia 5.000 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Hydro Gestioni SpA Milano Attività nel settore idrico 104.000 Euro Enel.Hydro SpA 51

Hydro Gestioni Milano Attività nel settore idrico 25.822 Euro Enel.Hydro SpA 51Impianti Tecnologici Scrl

HydroLazio Scrl Bologna Attività nel settore idrico 1.000.000.000 Lit. Enel.Hydro SpA 30

Idrogest Scrl Cagliari Attività nel settore idrico 25.000 Euro Enel.Hydro SpA 50Erga SpA 50

Immobiliare Roma Attività immobiliare 55.000.000 Euro Sei SpA 49Foro Bonaparte SpA

Immobiliare Rio Nuovo SpA Roma Attività immobiliare 155.300.000.000 Lit. Sei SpA 49

Impregest Srl Policoro (MT) Distribuzione di gas 500.000.000 Lit. Enel SpA 100

Industria Mercantil Guatemala Produzione di energia 5.000 GTQ EGI Guatemala SA 80de Guatemala SA elettrica da fonti rinnovabili Mesoamerica Power Development Ltd. 20

Infostrada SpA Milano Servizi di telecomunicazioni 270.000.000.000 Lit. Enel Investment Holding BV 100

Insula SpA Venezia Servizi di manutenzione 4.000.000.000 Lit. Enel.Hydro SpA 12urbana di Venezia

International Multimedia Gualdo Tadino (PG) Formazione a distanza 1.200.000.000 Lit. Sfera ScpA 13,04University SpA

Interpower SpA Roma Produzione di energia elettrica 94.588.758 Euro Enel SpA 100

145

A l l e g a t i


Inversiones Hidroelectricas Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 10.000 CRC Energia Global de Costa Rica SA 100Cincuenta SA elettrica da fonti rinnovabili

Inversiones Mil Seiscientos Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 2.000 CRC Energia Global de Costa Rica SA 100Sesenta Y Uno SA elettrica da fonti rinnovabili

Irno Service SpA Solofra (AV) Servizi nel settore del gas 300.000.000 Lit. Metan Sud Gas SpA 12

Iroquorp Ltd. New York - USA Produzione di energia - - Hydro Development Group Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Iroquorp Acquisitions Inc. New York - USA Produzione di energia - - Hydro Development Group Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Istedil - Istituto Sperimentale Guidonia (RM) Tecnologia, sicurezza, costruzioni 2.000.000.000 Lit. Enel.Hydro SpA 50per l’Edilizia SpA

Italia On Line SpA Milano Sviluppo e gestione di servizi Internet 2.800.000.000 Lit. Infostrada SpA 100

IT-net SpA Roma Servizi informatici di rete 1.000.000.000 Lit. WIND SpA 99Mondo WIND Srl 1

Jack River LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Jeffco Ltd. Georgetown Produzione di energia 100 USD Dowill Finance Company 100(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

Jessica Mills LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Joseph Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions II Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Julia Hills LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

KH (Multimedia Torino Formazione professionale 9.804.000.000 Lit. Sfera ScpA 49Education) SpA

Kings River Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Kinneytown Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

LaChute Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

La Metanifera Srl Roma Distribuzione di gas 30.000.000 Lit. Energas Impianti Srl 100

Lario Distribuzione Gas SpA Roma Distribuzione di gas 2.000.000.000 Lit. Colombo Gas SpA 50Brianza Gas Srl 50

Lawrence Hydroelectric Massachusetts Produzione di energia - - Essex Company 92,5Associates LP USA elettrica da fonti rinnovabili Crosby Drive Investments Inc. 7,5

Les Développements Québec - Canada Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100Hydroelectriques CHI Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Littlefield Hydro Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

146



Littleville Massachusetts Produzione di energia - - Hydro Development Group Inc. 100Power Company Inc. USA elettrica da fonti rinnovabili

Lower Saranac Corporation New York - USA Produzione di energia 2 USD CHI Acquisitions Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Masefield Coal AG Zug (Svizzera) Trading di carbone 100.000 CHF Enel.FTL SpA 51

Megamind SpA Roma Distribuzione commerciale 200.000.000 Lit. Mondo WIND Srl 30

Mesoamerica Power Hamilton (Bermuda) Produzione di energia 12.000 USD EGI Ltd. 100Development Ltd. elettrica da fonti rinnovabili

Metan Gas Sicilia Srl Fiumefreddo Distribuzione di gas 1.000.000.000 Lit. Metan Sud Gas SpA 80di Sicilia (CT)

Metano Borgo Roma Distribuzione di gas 90.000.000 Lit. S.G.M. SpA 100San Giovanni Srl

Metano Graffignana Srl Roma Distribuzione di gas 20.000.000 Lit. S.G.M. SpA 100

Metan Sud Gas SpA Roma Distribuzione di gas 2.000.000.000 Lit. Enel SpA 100

Metro Wind LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Mill Shoals Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Minnewawa Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Energy Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

MIX Srl Milano Promozione servizi Internet 99.000 Euro Italia On Line SpA 9,75IT-net SpA 9,75

Molinos de Viento Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 9.709.200 USD Electrificadora Ecologica SA 49del Arenal SA elettrica da fonti rinnovabili

Mondo WIND Srl Roma Commercializzazione di prodotti 190.000.000 Lit. WIND SpA 99e servizi di telecomunicazioni IT-net SpA 1

North Canal Waterworks Massachusetts Produzione di energia - - Essex Company 100USA elettrica da fonti rinnovabili

Notch Butte Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Operacion Y Mantenimiento Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 30.000 CRC Electrificadora Ecologica SA 85Tierras Morenas SA elettrica da fonti rinnovabili

Optigaz Inc. Québec - Canada Produzione di energia - - CHI Canada Inc. 60elettrica da fonti rinnovabili

Oristano Ambiente Srl Santa Giusta (OR) Gestione impianti di depurazione 30.000.000 Lit. Enel.Hydro SpA 18

Ottauquechee Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Pafim Srl Roma Holding di partecipazioni 35.100.000 Lit. Enel SpA 100nel settore del gas

Panaenergy Group SA Connecticut - USA Produzione di energia 200 USD EGI Ltd. 50elettrica da fonti rinnovabili

147

A l l e g a t i


Pelzer Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD Consolidated Hydro Southeast Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

P.H. Don Pedro SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 100.001 CRC EGI Ltd. 29,93elettrica da fonti rinnovabili

P.H. Don Rafael SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 10.000 CRC EGI Ltd. 30elettrica da fonti rinnovabili Energia Global de Costa Rica SA 10

P.H. Guacimo SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 50.000 CRC EGI Ltd. 30elettrica da fonti rinnovabili Energia Global de Costa Rica SA 10

Phoenix Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

P.H. Rio Volcan SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 100.001 CRC EGI Ltd. 43,13elettrica da fonti rinnovabili

Pioneer Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Power Finance Connecticut - USA Produzione di energia 10.000 USD Mesoamerica Power Development Ltd. 100de Panama SA elettrica da fonti rinnovabili

Q-Channel SpA Roma Servizi nel settore sanitario 3.214.286.000 Lit. Enel.it SpA 24

Ruthton Ridge LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

SACEM Srl Roma Distribuzione di gas 30.000.000 Lit. Colombo Gas SpA 100

S.A.M.I.G. Srl L’Aquila Esercizio di pubblici servizi 90.000.000 Lit. Agas SpA 100

Schoolfield Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Sei SpA Roma Attività immobiliare e servizi 1.223.427.364 Euro Enel SpA 99,99Enel.Hydro SpA 0,01

Sfera - Società consortile Roma Formazione e reimpiego 5.825.000 Euro Enel SpA 45per la formazione delle risorse umane Enel Produzione SpA 10e le risorse aziendali ScpA Enel Distribuz. SpA 10

Terna SpA 10Enelpower SpA 10Erga SpA 5Sei SpA 5Enel.Hydro SpA 5

S.G.M. SpA Roma Distribuzione di gas 500.000.000 Lit. Enel SpA 100

Sheldon Vermont Delaware - USA Produzione di energia - - CHI Acquisitions Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Sicilia Hydro SpA Enna Attività nel settore idrico 200.000.000 Lit. Enel.Hydro SpA 33,50

Sicim Services Srl Roma Distribuzione di gas 190.000.000 Lit. Enel SpA 100

SIET - Società Piacenza Studi, progetti e ricerche 2.184.480.000 Lit. Enel.Hydro SpA 41,55Informazioni Esperienze in campo termotecnicoTermoidrauliche SpA

Slate Creek Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions II Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

148



So.Ge.Gas SpA Roma Distribuzione di gas 25.000.000.000 Lit. Enel SpA 100

So.l.e.- Società Roma Impianti e servizi 4.600.000 Euro Enel SpA 99,98luce elettrica SpA di pubblica illuminazione CISE Srl 0,02Gruppo Enel

So.l.e. Milano H Scrl Roma Realizzazione impianti 10.000 Euro So.l.e. SpA 70di illuminazione pubblica

Soliloquoy Ridge LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Somersworth Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Universal Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Southwest Transmission LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Spartan Hills LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Summit Energy Storage Inc. Delaware - USA Produzione di energia 8.200 USD CHI Energy Inc. 69,31 elettrica da fonti rinnovabili

Summit Finance Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD Summit Energy Storage Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Sun River LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Tecnoguat SA Guatemala Produzione di energia 1.000.000 GTQ Grupo EGI Matanzas SA 99elettrica da fonti rinnovabili Tecnoguat Holdings Ltd. 1

Tecnoguat Holdings Ltd. Georgetown Produzione di energia 100 USD EGI Ltd. 75(Cayman Island) elettrica da fonti rinnovabili

Terna -Trasmissione Roma Esercizio della proprietà 2.036.050.000 Euro Enel SpA 100Elettricità Rete Nazionale SpA della rete di trasmissione

dell’energia elettrica e sua manutenzione

The Great Dam Corporation Massachusetts - USA Produzione di energia 100 USD Lawrence Hydroelectric Associates LP 100elettrica da fonti rinnovabili

TKO Power Inc. California - USA Produzione di energia - - CHI West Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

Tsar Nicholas LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

T.S.N. - Transmissora Rio De Janeiro Realizzazione, esercizio 73.810.000 R$ Enelpower SpA 98,20Sudeste Nordeste SA (Brasile) e manutenzione della rete

di trasmissione dell’energia elettrica

Twin Falls Delaware - USA Produzione di energia 10 USD CHI Acquisitions Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Twin Lake Hills LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

Valdis SpA Aosta Distribuzione e vendita 30.550.000 Euro Enel SpA 100di energia elettrica in Valle D’Aosta

149

A l l e g a t i


Valgen SpA Chatillon (AO) Produzione di energia elettrica 266.700.000 Euro Enel SpA 100in Valle D’Aosta

Ware Hydro Company Inc. Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Finance Inc. 100elettrica da fonti rinnovabili

WEBiz 2 BV Amsterdam (Olanda) Venture capital 18.000 Euro Enel SpA 100

WEBiz 3 NV Aartselaar (Belgio) Venture capital 17.950.000 Euro WEBiz Holding BV 99,99WEBiz 2 BV 0,01

WEBiz Holding BV Amsterdam (Olanda) Venture capital 20.000 Euro Enel SpA 80WEBiz2 BV 20

Western New York New York - USA Produzione di energia 300 USD CHI Energy Inc. 100Wind Corporation elettrica da fonti rinnovabili

Willimantic Delaware - USA Produzione di energia 100 USD CHI Acquisitions Inc. 100Hydro Company Inc. elettrica da fonti rinnovabili

Willimantic Connecticut - USA Produzione di energia - - Willimantic Hydro Company Inc. 100Power Corporation elettrica da fonti rinnovabili

WIND Telecomunicazioni SpA Roma Servizi di telecomunicazioni 1.618.087.558.000 Lit. Enel SpA 56,63

Winter’s Spawn LLC Minnesota - USA Produzione di energia - - CHI Minnesota Wind LLC 49elettrica da fonti rinnovabili

ZMZ General SA Santa Ana (Costa Rica) Produzione di energia 500.000 CRC EGI Costa Rica Viento SA 51elettrica da fonti rinnovabili

Prospetti contabili di Enel SpA

152


Stato patrimoniale

Milioni di euro

ATTIVO al 30.06.2001 al 31.12.2000 al 30.06.2000

CREDITI VERSO SOCI PER VERSAMENTI ANCORA DOVUTI - - -

IMMOBILIZZAZIONIImmateriali 42 43 53Materiali 12 13 15Finanziarie 27.886 26.790 27.686Totale immobilizzazioni 27.940 26.846 27.754

ATTIVO CIRCOLANTERimanenze 1 5 1Crediti 7.819 4.915 2.872Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni 569 570 521Disponibilità liquide 133 189 43Totale attivo circolante 8.521 5.679 3.437

RATEI E RISCONTI ATTIVI 284 202 238

TOTALE ATTIVO 36.746 32.727 31.429

153

P r o s p e t t i c o n t a b i l i d i E n e l S p A

Milioni di euro

PASSIVO al 30.06.2001 al 31.12.2000 al 30.06.2000

PATRIMONIO NETTOCapitale 6.263 6.263 6.263Riserva legale 1.253 1.253 1.252Altre riserve 2.254 3.156 3.157Utili portati a nuovo 2 452 452Utile dell’esercizio/periodo del Gruppo 328 226 468Patrimonio netto 10.100 11.350 11.592

FONDI PER RISCHI ED ONERI 482 519 1.158

TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO DI LAVORO SUBORDINATO 13 33 42

DEBITIObbligazioni 6.462 6.674 6.833Debiti verso banche 13.795 7.261 6.637Fornitori e altri debiti 5.471 6.728 4.857Totale debiti 25.728 20.663 18.327

RATEI E RISCONTI PASSIVI 423 162 310

TOTALE PASSIVO 36.746 32.727 31.429

CONTI D’ORDINEGaranzie prestate 4.067 1.738 93Altri conti d’ordine 42.364 43.230 87.472Totale conti d’ordine 46.431 44.968 87.565

154


Conto economico

Milioni di euro

1° semestre 2001 1° semestre 2000 2000

VALORE DELLA PRODUZIONERicavi delle vendite e delle prestazioni 806 2.221 5.190Altri ricavi e proventi 1.518 2.656 4.618Totale valore della produzione 2.324 4.877 9.808

COSTI DELLA PRODUZIONEPer materie prime, sussidiarie,di consumo e di merci 1.842 4.381 8.829Per servizi 103 66 172Per godimento di beni di terzi 5 10 24Per il personale 29 64 116Ammortamenti 2 3 5Svalutazioni 4 6Variazioni delle rimanenze di materie prime,sussidiarie, di consumo e di merci 4 1 (4)Accantonamenti per rischi 1 3 32Altri accantonamenti 11 25 68Oneri diversi di gestione 94 16 75Totale costi della produzione 2.091 4.573 9.323

Differenza tra valore e costi della produzione 233 304 485

PROVENTI E ONERI FINANZIARIProventi da partecipazioni in imprese controllate 1.261 820 820Altri proventi finanziari 465 278 615Interessi e altri oneri finanziari 669 394 950Totale proventi e oneri finanziari 1.057 704 485

RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITÀFINANZIARIE (783) (195) (827)

PROVENTI E ONERI STRAORDINARIProventi 32 12 325Oneri 7 15 46Totale delle partite straordinarie 25 (3) 279

Risultato prima delle imposte 532 810 422

Imposte sul reddito 204 342 196

RISULTATO DELL’ESERCIZIO/PERIODO 328 468 226

Relazione della Società di Revisione

Progetto graficoTatjana Besekau & Skate

Service editorialeGI Grafica Internazionalecoordinamento: Francesco Valerio Bocci

Revisione testiPaola UrbaniGiacomo Trogu

StampaVarigrafica Alto LazioVia Cassia, km. 36,300 - Nepi (VT)

Finito di stamparenel mese di novembre 2001

Stampato su carta ecologica Fedrigoni Symbol Freelife

Pubblicazione fuori commercio

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Relazione semestrale 30 giugno 2001 - enel.com · liana rispetto al forte rallentamento...

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