Corporacion Acciona Energias Renovables S.A.

Acciona_Energía_ESEF_2023 254900UPX0OEHTKB9Y44 2024-01-01 2024-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2024-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-01-01 2023-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:IssuedCapitalMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember CAER:OtrasReservasYResultadosAcumulados 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:TreasurySharesMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember CAER:DividendoACuentaMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember CAER:ResultadoDelEjercicioAtribuibleASociedadDominante 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 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Y SOCIEDADES DEPENDIENTES (Grupo Consolidado) CUENTAS ANUALES E INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADOS DEL EJERCICIO 2024 2 Preparadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea 3 ÍNDICE ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2024 Y 2023 CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 ESTADO GLOBAL CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 1. ACTIVIDADES DEL GRUPO 2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS Y PRINCIPIOS DE CONSOLIDACIÓN 2.1 Bases de presentación 2.2 Marco regulatorio significativo 2.3 Principios de consolidación 3. PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES 3.1 Adopción de nuevas normas e interpretaciones emitidas 3.2 Normas de valoración 3.3 Estimaciones y juicios contables 3.4 Cambios en políticas contables 4. INMOVILIZADO MATERIAL 5. ARRENDAMIENTOS 6. FONDO DE COMERCIO 7. OTROS ACTIVOS INTANGIBLES 8. PARTICIPACIONES EN EMPRESAS ASOCIADAS 9. PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS 10. ACTIVOS FINANCIEROS NO CORRIENTES Y CORRIENTES 11. OTROS ACTIVOS NO CORRIENTES 12. EXISTENCIAS 13. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR 14. EFECTIVO Y OTROS ACTIVOS LÍQUIDOS 15. PATRIMONIO NETO 16. PROVISIONES Y LITIGIOS 4 17. DEUDA FINANCIERA 18. POLÍTICA DE GESTIÓN DE RIESGOS 19. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS 20. OTROS PASIVOS NO CORRIENTES Y CORRIENTES 21. SITUACIÓN FISCAL 22. ACTIVOS Y PASIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA 23. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS 24. INGRESOS 25. GASTOS 26. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS 27. INGRESOS Y GASTOS FINANCIEROS 28. PROPUESTA DE DISTRIBUCIÓN DEL RESULTADO 29. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES 30. BENEFICIO POR ACCIÓN 31. HECHOS POSTERIORES 32. OPERACIONES CON PARTES VINCULADAS 33. RETRIBUCIONES Y OTRAS PRESTACIONES 34. OTRA INFORMACIÓN REFERENTE AL CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN 35. ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR ANEXOS I.- ENTIDADES DEPENDIENTES II.- SOCIEDADES MULTIGRUPO III.- ENTIDADES ASOCIADAS IV. - MODIFICACIONES EN EL PERÍMETRO DE CONSOLIDACIÓN V. - MARCO REGULATORIO SIGNIFICATIVO VI.- RELACIÓN DE VALOR NETO ACTUALIZADO POR INSTALACIÓN TIPO INFORME DE GESTIÓN 5 6 ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros) ACTIVO NOTA 2024 2023 Inmovilizado material 4 11.341 10.419 Derechos de uso 5 500 476 Fondo de comercio 6 13 13 Otros activos intangibles 7 193 219 Activos financieros no corrientes 10 125 67 Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación 8 253 289 Activos por impuestos diferidos 21 856 564 Otros activos no corrientes 11 256 154 ACTIVOS NO CORRIENTES 13.537 12.201 Existencias 12 200 175 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 13 626 868 Otros activos financieros corrientes 10 147 155 Activos por impuestos sobre las ganancias corrientes 21 117 99 Otros activos corrientes 21 168 176 Efectivo y otros medios líquidos equivalentes 14 495 736 Activos no corrientes mantenidos para la venta 22 954 262 ACTIVOS CORRIENTES 2.707 2.471 TOTAL ACTIVO 16.244 14.672 PASIVO Y PATRIMONIO NETO NOTA 2024 2023 Capital 325 329 Ganancias acumuladas 5.075 5.093 Resultado del ejercicio 357 524 Valores propios (9) (69) Diferencias de conversión 95 (27) Dividendo a cuenta Patrimonio atribuido a tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante 5.843 5.850 Intereses minoritarios 394 384 PATRIMONIO NETO 15 6.237 6.234 Obligaciones y otros valores negociables 17 2.332 2.325 Deudas con entidades de crédito 17 1.188 1.510 Obligaciones de arrendamiento 5 538 495 Pasivos por impuestos diferidos 21 911 797 Provisiones 16 352 194 Otros pasivos no corrientes 20 1.576 874 PASIVOS NO CORRIENTES 6.897 6.195 Obligaciones y otros valores negociables 17 273 165 Deudas con entidades de crédito 17 369 103 Obligaciones de arrendamiento 5 18 19 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 35 438 496 Provisiones 16 3 5 Pasivos por impuestos sobre las ganancias corrientes 21 13 13 Otros pasivos corrientes 20 1.002 1.027 Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta 22 994 415 PASIVOS CORRIENTES 3.110 2.243 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 16.244 14.672 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2024 7 CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros) NOTA 2024 2023 Importe neto de la cifra de negocios 24 3.048 3.547 Otros ingresos 24 855 442 Aprovisionamientos 25 (1.739) (1.776) Gastos de personal 25 (272) (256) Dotación a la amortización y variación de provisiones 4,5,7 y 25 (559) (491) Otros gastos de explotación 25 (759) (753) Resultado puesta en equivalencia actividad análoga 8 (10) 81 Resultado por deterioro de activos 4 y 25 134 (11) Resultado de la enajenación de activos no corrientes 25 1 Otras ganancias o pérdidas 1 132 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 699 916 Ingresos financieros 27 43 25 Gastos financieros 27 (232) (179) Diferencias de cambio (25) 5 Variación de provisiones de inversiones financieras (1) Resultado de variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable 19 y 25 (2) 9 RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS 482 776 Gasto por impuesto sobre las ganancias 21 (95) (209) RESULTADO DEL EJERCICIO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS 387 567 RESULTADO DEL EJERCICIO 387 567 Intereses minoritarios 15 (30) (43) RESULTADO ATRIBUIBLE A LA SOCIEDAD DOMINANTE 357 524 BENEFICIO BÁSICO POR ACCIÓN (Euros/acción) 30 1,1 1,6 BENEFICIO DILUIDO POR ACCIÓN (Euros/acción) 30 1,1 1,6 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2024 8 ESTADO GLOBAL CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros) Nota 2024 2023 A) RESULTADO CONSOLIDADO DEL PERIODO 387 567 1. Resultado atribuido a la sociedad dominante 357 524 2. Intereses minoritarios 30 43 B) PARTIDAS QUE NO SERÁN RECLASIFICADAS A LA CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS 1 (1) 1. Por ganancias y pérdidas actuariales y otros ajustes 1 (1) 2. Efecto impositivo 21 C) PARTIDAS QUE PODRÁN SER RECLASIFICADAS A LA CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS (143) (251) Ingresos y gastos imputados directamente en el patrimonio neto: (113) (120) 1. Por valoración de instrumentos financieros: a) Activos financieros disponibles para la venta 2. Por coberturas de flujos de efectivo 15 (362) 24 3. Diferencias de conversión 15 136 (136) 4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto 5. Efecto impositivo 21 113 (8) Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias: 15 (30) (131) 1. Por valoración de instrumentos financieros: a) Activos financieros disponibles para la venta 2. Por coberturas de flujos de efectivo (40) (175) 3. Diferencias de conversión 4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto 5. Efecto impositivo 21 10 44 TOTAL INGRESOS / (GASTOS) RECONOCIDOS (A+B+C) 21 245 315 a) Atribuidos a la sociedad dominante 21 204 275 b) Atribuidos a intereses minoritarios 21 41 40 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2024 9 ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros) ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2024 Capital social Otras reservas Acciones y particip.en patrimonio propias Dividendo a cuenta Diferencias de conversión Resultado atribuido a la sociedad dominante Cobertura de flujos de efectivo Intereses minoritarios Total Patrimonio Neto Saldo inicial al 01.01.2024 329 5.061 (69) - (27) 524 32 384 6.234 Ajuste por cambios de criterio contable - Ajuste por errores - Saldo inicial ajustado 329 5.061 (69) - (27) 524 32 384 6.234 Total ingresos y gastos reconocidos 1 122 357 (276) 41 245 Ajustes por coberturas de flujos de efectivo (276) (3) (279) Variación por diferencias de conversión 122 14 136 Variaciones por resultados actuariales de pensiones 1 1 Resultado del ejercicio 357 30 387 Otras variaciones de patrimonio neto (4) 257 60 (524) (31) (242) Aumentos (Reducciones) de capital) - Aplicación del resultado 524 (524) - Distribución de dividendos (158) (37) (195) Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) (4) (107) 60 (51) Otras transacciones con socios o propietarios 1 1 Otras variaciones (2) 5 3 Saldo 31.12.2024 325 5.319 (9) - 95 357 (244) 394 6.237 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2024 10 ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2023 (Millones de euros) Capital social Otras reservas Acciones y particip.en patrimonio propias Dividendo a cuenta Diferencias de conversión Resultado atribuido a la sociedad dominante Cobertura de flujos de efectivo Intereses minoritarios Total Patrimonio Neto Saldo inicial al 01.01.2023 329 4.533 (4) - 92 759 161 391 6.261 Ajuste por cambios de criterio contable - Ajuste por errores - Saldo inicial ajustado 329 4.533 (4) - 92 759 161 391 6.261 Total ingresos y gastos reconocidos - -1 - - -119 524 -129 40 315 Ajustes por coberturas de flujos de efectivo (129) 14 (115) Variación por diferencias de conversión (119) (17) (136) Variaciones por resultados actuariales de pensiones (1) (1) Resultado del ejercicio 524 43 567 Otras variaciones de patrimonio neto - 529 (65) - (759) - (47) (342) Aumentos (Reducciones) de capital (Nota 13.a)) - Aplicación del resultado 759 (759) - Distribución de dividendos (230) (34) (264) Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) (65) (65) Otras transacciones con socios o propietarios (13) (13) Otras variaciones - Saldo 31.12.2023 329 5.061 (69) - (27) 524 32 384 6.234 11 ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros) 2024 2023 Resultado antes de impuestos de actividades continuadas 482 776 Ajustes al resultado Amortizaciones y deterioros 425 502 Resultado de sociedades por el método de la participación antes de impuestos 10 (81) Resultado de la enajenación de activos no corrientes (84) (133) Ingresos y gastos financieros 189 156 Otros resultados que no generan movimientos de fondos (75) (75) Resultado antes de impuestos de actividades continuadas corregido por ajustes 947 1.145 Cambios en el capital corriente Variación de existencias (10) 6 Variación en activo / pasivo corrientes 213 (413) Otros flujos de efectivo de actividades de explotación Ingresos y gastos financieros corrientes (247) (152) Dividendos recibidos de entidades asociadas y de otras inversiones financieras no corrientes 45 16 Cobros/pagos por impuesto sobre sociedades (211) (282) Variación en activo / pasivo no corriente operativo (56) 44 Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación 681 364 Adquisición de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes (1.630) (1.907) Enajenación de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes 2 Inversión en empresas grupo y asociadas (89) 9 Enajenación de empresas del grupo y asociadas 266 Flujos netos de efectivo de las actividades de inversión (1.451) (1.898) Pago de dividendos (158) (230) Pago de dividendos a socios externos (30) (56) Cobros por emisión de instrumentos de patrimonio Cobros por emisión de instrumentos de pasivo financiero 1.275 4.176 Pagos por emisión de instrumentos de pasivo financiero (779) (2.265) Flujo neto de emisión de instrumentos de pasivo con Grupo Flujo neto de otros activos financieros corrientes 52 (46) Pago arrendamientos (13) (14) Otros flujos de financiación 175 97 Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación 522 1.662 Efecto de las variaciones en los tipos de cambio 7 (4) Variación de efectivo y medios líquidos equivalentes (241) 124 Saldo inicial de efectivo y medios líquidos equivalentes 736 612 Saldo final de efectivo y medios líquidos equivalentes 495 736 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2024 12 MEMORIA DEL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2024 DE CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES (Grupo Consolidado) 1. Actividades del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. (en adelante la “Sociedad Dominante” o “la Sociedad”) se constituyó como sociedad limitada en Madrid el 12 de junio de 2008. Con fecha 10 de marzo de 2021 se produjo la transformación por la cual pasó a ser una sociedad anónima. Su domicilio social y sus oficinas centrales se encuentran ubicados en Madrid, Avenida de la Gran Vía de Hortaleza, 1. De acuerdo con el capítulo III sección Primera del TRLSC aprobado por el RDL 1/ 2010 de 2 de julio, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., se encontraba inscrita en el Registro Mercantil como Sociedad Unipersonal hasta la admisión a cotización de parte de sus acciones el 1 de julio de 2021 en el Sistema de Interconexión Bursátil Español (SIBE - Bolsas de Madrid, Barcelona, Valencia y Bilbao). Al cierre del ejercicio 2024, el accionista mayoritario de la Sociedad Dominante es Acciona, S.A. (véase nota 15 a)), sociedad que, a su vez, tiene sus acciones admitidas a cotización en el Sistema de Interconexión Bursátil Español (SIBE - Bolsas de Madrid, Barcelona, Valencia y Bilbao). Su objeto social lo constituye: - La explotación de toda clase de recursos energéticos primarios mediante la promoción, desarrollo, diseño, construcción, gestión, operación, mantenimiento, reparación y explotación (i) de instalaciones de generación de electricidad a través de fuentes renovables de energía y (ii) de instalaciones de generación de hidrógeno verde. - La comercialización, venta y almacenamiento de la energía eléctrica generada a través de instalaciones de producción de electricidad por medio de fuentes renovables de energía. - La producción, transporte, almacenamiento, entrega, venta y comercialización de hidrógeno verde y de subproductos o derivados del hidrógeno. - La realización de todo tipo de estudios e investigaciones relacionadas con el negocio eléctrico y energético en general, y muy particularmente con las energías renovables, así como con las tecnologías aplicables a dicho negocio. - La realización de actividades de I+D+i, relacionadas con los negocios anteriores, así como el desarrollo de nuevas tecnologías auxiliares a las energías renovables. - La realización de actividades de carácter preparatorio o complementario a aquellas incluidas en el objeto social. - La prestación de todo tipo de servicios a las sociedades y empresas participadas, a cuyo fin, podrá otorgar a favor de las mismas, las garantías y afianzamientos que resulten oportunos. - La gestión de su grupo empresarial constituido con las participaciones en otras sociedades y empresas. 13 Las actividades integrantes de su objeto social podrán ser desarrolladas por la Sociedad, total o parcialmente de modo indirecto, mediante la titularidad de acciones y participaciones en sociedades con idéntico o análogo objeto, tanto en España como en el extranjero. En la actualidad la Sociedad es cabecera de un grupo de sociedades, nacionales e internacionales, que constituyen el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables (en adelante “el Grupo”). El Grupo tiene como actividad principal la promoción, construcción, explotación, mantenimiento y desarrollo de energías renovables, la importación, exportación, venta y cogeneración en todas las vertientes respecto a combustibles, incluyendo la ingeniería, consultoría y auditoría de los emplazamientos y proyectos, así como la redacción de los mismos. La capacidad instalada total atribuible al Grupo a 31 de diciembre de 2024 es de una potencia instalada atribuible de 13.630 MW (12.131 MW al 31 de diciembre de 2023) repartidas entre las diversas tecnologías en las que opera el Grupo tanto a nivel nacional como internacional. 2. Bases de presentación de las cuentas anuales consolidadas y principios de consolidación 2.1 Bases de presentación y comparación de la información Las cuentas anuales consolidadas del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables del ejercicio 2024 han sido formuladas por los Administradores de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. en la reunión del Consejo de Administración celebrada el día 27 de febrero de 2025 de forma que muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera consolidada del Grupo a 31 de diciembre de 2024, de los resultados de sus operaciones, de los cambios en el estado global consolidado de ingresos y gastos reconocidos, de los cambios en el patrimonio neto consolidado y de los flujos de efectivo consolidados que se han producido en el Grupo en el ejercicio anual terminado en dicha fecha. Estas cuentas anuales se han preparado de acuerdo con el marco normativo de información financiera que resulta de aplicación y en particular, de acuerdo con los principios y criterios establecidos por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) (International Financial Reporting Standards o IFRS), según han sido adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE), de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo. En la nota 3 se resumen los principios contables y criterios de valoración de carácter obligatorio más significativos aplicados, las alternativas que la normativa permite a este respecto, así como las normas e interpretaciones emitidas no vigentes a la fecha de formulación de estas cuentas anuales consolidadas. Estas cuentas anuales consolidadas han sido preparadas a partir de los registros de contabilidad mantenidos por la Sociedad Dominante y por las restantes entidades integradas en el Grupo. En dichos registros se integran las uniones temporales de empresas, agrupaciones y consorcios y comunidades de bienes en los que participan las sociedades mediante el sistema de integración proporcional, es decir, mediante la incorporación en función 14 del porcentaje de participación de los activos, pasivos y operaciones realizadas por las mismas, practicándose las oportunas eliminaciones de saldos de activo y pasivo, así como las operaciones del ejercicio. El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables está integrado en las cuentas anuales consolidadas del Grupo Acciona cuyas cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2023 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas de Acciona, S.A. celebrada el 20 de junio de 2024 y que fueron depositadas en el Registro Mercantil de Madrid. Igualmente, para el ejercicio 2024 el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se integra en el Grupo Acciona, cuyas cuentas anuales consolidadas serán formuladas bajo normativa NIIF-UE, y serán depositadas, una vez aprobadas, en el Registro Mercantil de Madrid, según la legislación vigente. A 31 de diciembre de 2024 no se han producido cambios significativos en estimaciones contables, ni en políticas contables ni se han producido correcciones de errores. Las cuentas anuales consolidadas presentan a efectos comparativos, con cada una de las partidas del estado de situación financiera consolidado, de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, del estado global consolidado de ingresos y gastos reconocidos, del estado de cambios en el patrimonio neto consolidado, del estado de flujos de efectivo consolidado y de la memoria consolidada, además de las cifras correspondientes al ejercicio 2024, las correspondientes al ejercicio anterior que han sido obtenidas mediante la aplicación consistente de las NIIF-UE. Estas cuentas anuales consolidadas se presentan, salvo indicación en contrario, en millones de euros, por ser la moneda funcional y de presentación de la sociedad dominante del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. Las operaciones en moneda extranjera se incorporan de conformidad con las políticas establecidas en las notas 2.3.f) y 3.2o). 2.2 Marco regulatorio significativo Las instalaciones propiedad de las sociedades filiales del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se rigen cada una por las diferentes normativas aplicables en cada uno de los países en los que se ubican. En el Anexo V de estas cuentas anuales consolidadas se describen los principales marcos regulatorios aplicables a las instalaciones de producción eléctrica del Grupo. 2.3 Principios de consolidación a. Métodos de integración Se consideran entidades dependientes, aquellas sobre las que la Sociedad, directa o indirectamente a través de dependientes, ejerce control. La Sociedad controla a una entidad dependiente cuando por su implicación 15 en ella está expuesta, o tiene derecho, a unos rendimientos variables y tiene la capacidad de influir en dichos rendimientos a través del poder que ejerce sobre la misma. La Sociedad tiene el poder cuando posee derechos sustantivos en vigor que le proporcionan la capacidad de dirigir las actividades relevantes. La Sociedad está expuesta, o tiene derecho, a unos rendimientos variables por su implicación en la entidad dependiente cuando los rendimientos que obtiene por dicha implicación pueden variar en función de la evolución económica de la entidad. El método de consolidación de las entidades dependientes se explica en el apartado c) de esta misma nota e incluye a las sociedades detalladas en el Anexo I. En aquellos casos en los que se gestiona con terceros una operación conjunta, y se concluye que el partícipe tiene derechos y obligaciones directas por su parte proporcional de los activos y pasivos del acuerdo, se reconoce en las cuentas anuales consolidadas los activos, pasivos, ingresos y gastos de acuerdo con su participación en la operación conjunta. Las sociedades integradas por este método, que se explica en el apartado d) de esta misma nota, se incluyen en el Anexo II. Aquellas sociedades, no incluidas entre las anteriores, en que se posee una capacidad de influencia significativa en la gestión o son negocios conjuntos, constituyen entidades asociadas que se presentan valoradas por el “método de participación” o puesta en equivalencia (véase Anexo III). Este método de contabilización se explica en el apartado e) de esta misma nota. En los proyectos construidos en Estados Unidos con incentivos fiscales a la producción (Production Tax Credits o PTC’s) o a la inversión (Investment Tax Credits o ITC´s) y amortización fiscal acelerada, se incorporan socios inversores (denominados Tax Equity Investors) cuyo porcentaje de participación en el interés económico de los proyectos es variable a lo largo de la vida de los mismos, aunque el Grupo sigue manteniendo el control y la gestión operativa y financiera de los proyectos, por lo que estas sociedades se consolidan siguiendo el mismo método que en las entidades dependientes (véase apartado c) de esta misma nota. Estos socios permanecen en el capital de las sociedades obteniendo beneficios fiscales de los mismos y hasta obtener una tasa de retorno sobre la inversión realizada, la cual depende del propio rendimiento de los proyectos. El Grupo mantiene una opción de compra de estos proyectos por el valor de mercado existente en el momento en el que el socio inversor obtiene el mencionado rendimiento. En el Anexo I, el porcentaje de participación nominal que se indica para estas sociedades es el correspondiente al de las acciones de tipo B, que son aquellas que confieren al accionista el control total sobre la actividad de la sociedad y que tienen el derecho y la autoridad total sobre la gestión y administración de las mismas. De conformidad con la normativa contable de aplicación, desde 2023 el Grupo consolida mediante el método de integración global la participación de su filial Acciona Generación Renovable, S.A. (en adelante, AGR) en Energías Renovables Mediterráneas, S.A. (en adelante, RENOMAR). Esta sociedad está participada por AGR directamente en un 50%, e indirectamente en un 25% adicional, a través del 50% que posee en el vehículo Medwind Energy S.L., sociedad sobre la que no dispone de control y que es titular, a su vez, del restante 50% de RENOMAR. Los administradores consideran que se dan todos los requisitos esenciales que acreditan la existencia de control sobre RENOMAR: 16 - AGR tiene el poder de dirigir las actividades relevantes de RENOMAR, en la medida en que tiene o ha nombrado a más de la mitad de los miembros de su Consejo de Administración, - AGR tiene derecho a los rendimientos económicos variables por su implicación en la sociedad participada, derecho cuya efectividad se instrumenta a través de un acuerdo parasocial, y - AGR tiene la capacidad para utilizar su poder sobre la participada para influir en el importe de esos rendimientos. En referencia al acuerdo parasocial anteriormente comentado que establece la obligación de distribuir la caja libre generada por la filial RENOMAR, los derechos económicos correspondientes al 25% de participación que no pertenecen al Grupo dejan de formar parte del patrimonio neto del Grupo y se presentan al cierre de cada ejercicio como un instrumento financiero en el estado de situación financiera consolidado, dentro del epígrafe “Otros pasivos corrientes y no corrientes” (véase Nota 20). No obstante, un tercero ha cuestionado judicialmente la procedencia de la integración global de RENOMAR en el Grupo. Los servicios jurídicos del Grupo consideran que la probabilidad de éxito de esta acción es remota. b. Eliminaciones de consolidación Todos los saldos y efectos de las transacciones significativos efectuados entre las sociedades dependientes con las sociedades asociadas y negocios conjuntos, y entre ellas mismas, han sido eliminados en el proceso de consolidación. En el caso de las transacciones con asociadas y operaciones conjuntas, las ganancias correspondientes se eliminan en el porcentaje de participación del Grupo en su capital. c. Entidades dependientes Se consideran entidades dependientes, aquéllas sobre las que la Sociedad tiene capacidad para ejercer control efectivo, independientemente del porcentaje de participación en la entidad dependiente; capacidad que se manifiesta, en general, por la constatación de tres elementos que deben cumplirse: tener poder sobre la participada, la exposición o el derecho a los resultados variables de la inversión y la capacidad de utilizar dicho poder de modo que pueda influir en el importe de esos retornos. Los ingresos, gastos y flujos de efectivo de las entidades dependientes se incluyen en las cuentas anuales consolidadas desde la fecha de adquisición, que es aquella en la que el Grupo obtiene efectivamente el control 17 de las mismas. Las entidades dependientes se excluyen de la consolidación desde la fecha en la que se ha perdido control. Las transacciones y saldos mantenidos con empresas del Grupo y los beneficios o pérdidas no realizados han sido eliminados en el proceso de consolidación. No obstante, las pérdidas no realizadas han sido consideradas como un indicador de deterioro de valor de los activos transmitidos. Las políticas contables de las entidades dependientes se han adaptado a las políticas contables del Grupo, para transacciones y otros eventos que, siendo similares se hayan producido en circunstancias parecidas. Las cuentas anuales o estados financieros de las entidades dependientes utilizados en el proceso de consolidación están referidos a la misma fecha de presentación y mismo periodo que los de la Sociedad. En el momento de la adquisición de una sociedad dependiente que represente la adquisición de un negocio, los activos y pasivos y los pasivos contingentes de una sociedad dependiente se calculan a sus valores razonables en la fecha de adquisición que da lugar a la toma de control según indica la NIIF 3 – Combinaciones de negocios. Cualquier exceso del coste de adquisición respecto a los valores razonables de los activos netos identificados se reconoce como fondo de comercio. Si el coste de adquisición es menor que el valor razonable de los activos netos identificables, la diferencia se imputa a resultados en la fecha de adquisición. El Grupo evalúa en cada transacción si ha adquirido un negocio o un grupo de activos, analizando si el conjunto de activos adquiridos cumple con la definición de negocio establecida en las normas internacionales de contabilidad o si sustancialmente todo el valor razonable de los activos brutos adquiridos se concentra en un único activo identificable (o grupo de activos identificables similares), en cuyo caso los activos adquiridos no representarían un negocio. La consolidación de los resultados generados por las sociedades adquiridas en un ejercicio se realiza tomando en consideración, únicamente, los generados desde la fecha de adquisición. Paralelamente, la consolidación de los resultados generados por las sociedades enajenadas en un ejercicio se realiza tomando en consideración, únicamente, los generados hasta la fecha de enajenación. Adicionalmente la participación de los accionistas minoritarios se establece en la proporción de los valores razonables de los activos y pasivos reconocidos. La participación de terceros en el patrimonio de sus participadas se presenta en el epígrafe “Intereses minoritarios” del estado de situación financiera consolidado, dentro del capítulo de Patrimonio neto del 18 Grupo. Análogamente, su participación en los resultados del ejercicio se presenta en el epígrafe “Intereses minoritarios” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. d. Operaciones conjuntas Acuerdos conjuntos son aquéllos en los que la gestión de la sociedad participada (multigrupo) se realiza por una sociedad del Grupo y uno o varios terceros externos al mismo, y donde las partes actúan conjuntamente para dirigir las actividades relevantes y donde las decisiones sobre dichas actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes. Se consideran operaciones conjuntas a los acuerdos conjuntos en los que se ha concluido que el partícipe tiene derechos y obligaciones directas por su parte proporcional de los activos y pasivos del acuerdo. Los estados financieros de las operaciones conjuntas se consolidan con las de la Sociedad siguiendo un criterio de integración proporcional, de tal forma que la agregación de saldos y las posteriores eliminaciones tienen lugar sólo en proporción a la participación que el Grupo posee en los activos y pasivos, así como en los ingresos y gastos de esas operaciones, siempre que se consideren realizadas frente a terceros o con el otro operador. Los activos y pasivos de las operaciones se presentan en el estado de situación financiera consolidado clasificado de acuerdo con su naturaleza específica. De la misma forma, los ingresos y gastos con origen en operaciones conjuntas se presentan en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada conforme a su propia naturaleza. Ante un incremento en el porcentaje de participación en una operación conjunta, la participación previa en los activos y pasivos individuales no es objeto de revalorización, en la medida en que el Grupo mantiene control conjunto. e. Método de la participación En las cuentas anuales consolidadas, las entidades asociadas y los negocios conjuntos (acuerdos conjuntos que dan derecho a los activos netos del acuerdo) se valoran por el método de la participación, es decir, por la fracción de su neto patrimonial que representa la participación del Grupo en su capital, una vez considerados los dividendos percibidos de las mismas y otras eliminaciones patrimoniales. El valor de estas participaciones en el estado de situación financiera consolidado incluye, en su caso, el fondo de comercio puesto de manifiesto en la adquisición de las mismas. 19 La participación del Grupo en los beneficios o pérdidas de las entidades asociadas obtenidas desde la fecha de adquisición se registra como un aumento o disminución del valor de las inversiones con abono o cargo a la partida “Resultado puesta en equivalencia actividad análoga”. Asimismo, la participación del Grupo en el otro resultado global de las asociadas obtenido desde la fecha de adquisición se registra como un aumento o disminución del valor de las inversiones en las asociadas reconociéndose la contrapartida por naturaleza en otro resultado global. Las distribuciones de dividendos se registran como minoraciones del valor de las inversiones. Para determinar la participación del Grupo en los beneficios o pérdidas, incluyendo las pérdidas por deterioro de valor reconocidas por las asociadas, se consideran los ingresos o gastos derivados del método de adquisición. Cuando la inversión del Grupo en empresas asociadas ha quedado reducida a cero, las obligaciones implícitas adicionales, en caso de existir, en las filiales que se integran por el método de participación se registran en el epígrafe “provisiones no corrientes” del estado de situación financiera consolidado. El Grupo evalúa la existencia de influencia significativa, incluyendo aquellos casos en los que el porcentaje de participación sea inferior al 20%. Además del porcentaje de participación se tienen en cuenta factores cualitativos tales como la participación en la toma de decisiones, la presencia en el Consejo de Administración, el acceso a determinada información relevante, así como el intercambio de personal directivo. f. Diferencias de conversión Cada una de las sociedades que conforman el Grupo presenta como moneda funcional la moneda del entorno económico principal en el que la sociedad opera. En la consolidación, los activos y pasivos de las sociedades del Grupo con moneda funcional distinta al euro, se convierten según los tipos de cambio vigentes en la fecha del estado de situación financiera consolidado. Las partidas de ingresos y gastos se convierten según los tipos de cambio medios del período, a menos que éstos fluctúen de forma significativa. Las cuentas de capital y reservas se convierten a los tipos de cambio históricos. Las diferencias de cambio que resulten, en su caso, se clasifican en patrimonio neto dentro de otro resultado global. Dichas diferencias de conversión se reconocen como ingresos o gastos en el período en que se realiza o enajena la inversión. g. Variaciones en el perímetro de consolidación e intereses minoritarios Durante el periodo de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2024, se han producido las siguientes variaciones de perímetro de consolidación significativas: - En noviembre de 2024, el Grupo completó la venta a Elawan Energy, filial de ORIX Corporation, de las sociedades del subgrupo Acciona Saltos de Agua, S.L. (en adelante “ASA”) que en los Estados Financieros 20 Intermedios de 30 de junio de 2024 se encontraban clasificadas en los epígrafes de Activos no corrientes mantenidos para la venta y Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta. Dichas sociedades (ver detalle en Anexo IV Modificaciones del perímetro de consolidación) poseen un total de 23 centrales hidroeléctricas en propiedad que suman 175MW de capacidad instalada, situadas en las regiones de Aragón, Cantabria y Cataluña. El precio de la transacción ha ascendido a 293 millones de euros, registrándose una plusvalía por importe de 73 millones de euros registrada en el epígrafe de “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (ver nota 24) adicional a la reversión de la provisión por deterioro registrada por valor de 76 millones de euros y registrada en el epígrafe “Dotación a la amortización y variación de provisiones” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (ver Notas 4 y 25). El importe neto de la cifra de negocios y el beneficio después de impuestos de ASA en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del Grupo a 31 de diciembre de 2024 asciende a 24 y 5 millones de euros (sin incluir la reversión por deterioro), respectivamente. Sociedad % de consolidación Precio de la transacción Costes de transacción Precio neto (a) Valor neto contable de Activos y Pasivos (b) Plusvalía registrada (a-b) Subgrupo Acciona Saltos de Agua, S.L. 100% 293 -3 290 217 73 Detalle de activos netos Subgrupo Acciona Saltos de Agua, S.L. Activos no corrientes 213 Activos corrientes 35 Total activos 248 Pasivos no corrientes 25 Pasivos corrientes 6 Total pasivos 31 Total activos netos 217 Durante el presente ejercicio, no se han producido más altas o bajas significativas en el perímetro de consolidación adicionales a las descritas en los párrafos anteriores. Por otro lado, en el Anexo IV se muestran estos y el resto de los cambios no significativos habidos en los ejercicios 2024 y 2023 en el perímetro de consolidación. Los impactos en las cuentas anuales consolidadas adjuntas se muestran en las correspondientes notas de esta memoria. 21 3. Principales políticas contables 3.1 Adopción de nuevas normas e interpretaciones emitidas Normas e interpretaciones efectivas en el presente ejercicio Durante el ejercicio 2024 han entrado en vigor las siguientes modificaciones contables que, por tanto, han sido tenidas en cuenta en la elaboración de las cuentas anuales consolidadas adjuntas: Normas, modificaciones e interpretaciones Descripción Aplicación obligatoria ejercicios iniciados a partir de Adoptadas por la UE Modificación a la NIC 1 - Clasificación de pasivos como corrientes y no corrientes y de pasivos no corrientes con covenants. Clarificaciones respecto a la presentación como corrientes o no corrientes de pasivos y, en particular, aquellos con vencimiento condicionado al cumplimiento de covenants. 1 de enero de 2024 Modificación a la NIC 7 y NIIF 7 - Acuerdos de financiación con proveedores. Esta modificación introduce requisitos de desglose de información específicos de los acuerdos de financiación con proveedores y sus efectos en los pasivos y flujos de efectivo de la empresa incluyendo el riesgo de liquidez y gestión de los riesgos asociados. 1 de enero de 2024 Modificación a la NIIF 16 - Pasivo por arrendamiento en una venta con arrendamiento posterior. Esta modificación aclara la contabilidad posterior de los pasivos por arrendamientos que surgen en las transacciones de venta y arrendamiento posterior. 1 de enero de 2024 Excepto por lo indicado en los párrafos siguientes, las modificaciones anteriores se han aplicado sin que hayan tenido impactos significativos ni en las cifras reportadas ni en la presentación y desglose de la información, bien por no suponer cambios relevantes, bien por referirse a hechos económicos que no afectan al Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. 22 Con respecto a la modificación a la NIC 7 y NIIF 7 - Acuerdos de financiación con proveedores, en la nota Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar se facilita información cualitativa y cuantitativa sobre la naturaleza de estos acuerdos. Normas e interpretaciones emitidas no vigentes A 31 de diciembre de 2024, las siguientes son las normas e interpretaciones más significativas que han sido publicadas por el IASB, pero no han entrado aún en vigor, bien porque su fecha de efectividad es posterior a la fecha de las cuentas anuales consolidadas o bien porque no han sido aún adoptadas por la Unión Europea: Normas, modificaciones e interpretaciones Descripción Aplicación obligatoria ejercicios iniciados a partir de Aprobadas por la UE Modificación a la NIC 21 - Ausencia de convertibilidad. Esta modificación establece un enfoque que especifica cuándo una moneda puede ser intercambiada por otra, y en caso de no serlo, la determinación del tipo de cambio a utilizar. 1 de enero de 2025 No aprobadas todavía por la UE NIIF 18 - Presentación y desgloses de estados financieros. El objetivo de esta nueva norma es establecer los requerimientos de presentación y desglose de los estados financieros, reemplazando con ello a la NIC1, actualmente en vigor. 1 de enero de 2027 NIIIF 19 - Desgloses de subsidiarias sin contabilidad pública. El objetivo de esta nueva norma es detallar los desgloses que una subsidiaria puede aplicar, opcionalmente, en la emisión de sus estados financieros. 1 de enero de 2027 Modificación a la NIIF 7 y NIIF 9 - Clasificación y valoración de instrumentos financieros. Esta modificación aclara los criterios para la clasificación de ciertos activos financieros, así como los criterios para la baja de pasivos financieros liquidados a través de sistemas de pago electrónico. Asimismo, introduce requerimientos de desglose adicionales. 1 de enero de 2026 Mejoras anuales (vol.11). El objetivo de estas mejoras es la calidad de las normas, modificando las NIIF existentes para aclarar o corregir aspectos menores 1 de enero de 2026 Con respecto a la nueva norma NIIF 18 es relevante destacar que no afecta al reconocimiento ni a la medición de los elementos del estado de situación financiera consolidado, pero sí introduce cambios importantes en la presentación del resultado. El Grupo se encuentra en la actualidad evaluando el impacto de esta nueva estructura de la cuenta de pérdidas y ganancias. Los Administradores del Grupo no esperan impactos significativos por la introducción de las normas, modificaciones y mejoras resumidas en la tabla anterior publicadas pero que no han entrado en vigor, al ser aplicaciones de carácter prospectivo, modificaciones de presentación y desglose y/o tratar aspectos no aplicables o no significativos a las operaciones del Grupo. 23 3.2 Normas de valoración Las principales normas de valoración utilizadas en la elaboración de las cuentas anuales consolidadas del Grupo, de acuerdo con lo establecido por las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE), han sido las siguientes: A) Inmovilizado material Los bienes de inmovilizado material adquiridos para el uso en la producción o el suministro de bienes o servicios, o con fines administrativos, se presentan en el estado de situación financiera consolidado al menor entre el coste de adquisición o de producción menos su amortización acumulada y su valor recuperable. Los costes de ampliación, modernización o mejora que representan un aumento de la productividad, capacidad o eficiencia, o un alargamiento de la vida útil de los bienes, se activan como mayor coste de los correspondientes bienes. El coste de adquisición incluye los honorarios profesionales, así como los gastos financieros devengados durante el período de construcción que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos cualificados, que son aquellos que requieren de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso. Los gastos financieros relativos a las financiaciones específicas utilizadas para la construcción de estos activos son activados durante la fase de construcción en su totalidad. La capitalización de los intereses comienza cuando se ha incurrido en los gastos relacionados con los activos, se han incurrido los intereses y se están llevando a cabo las actividades necesarias para preparar los activos o partes de los mismos para su uso deseado y finaliza cuando se han completado todas o prácticamente todas las actividades necesarias para preparar los activos o partes de activos para su uso pretendido. No obstante, la capitalización de intereses es suspendida durante los periodos en los que se interrumpe el desarrollo de actividades si estos se extienden de manera significativa en el tiempo, salvo que el retraso temporal sea necesario para poner el activo en condiciones de funcionamiento. El coste del inmovilizado material incluye la estimación de los costes de desmantelamiento o retiro, así como de la rehabilitación del lugar sobre el que se encuentra ubicado, siempre que constituyan obligaciones incurridas como consecuencia de su uso y con propósitos distintos de la producción de existencias. Los bienes y elementos retirados, tanto si se producen como consecuencia de un proceso de modernización como si se debe a cualquier otra causa, se contabilizan dando de baja los saldos que presentan en las correspondientes cuentas de coste y de amortización acumulada. Los trabajos que las sociedades realizan para su propio inmovilizado se reflejan al coste acumulado que resulta de añadir, a los costes externos, los costes internos determinados en función de los consumos propios de materiales de almacén y los costes de fabricación incurridos. A 31 de diciembre de 2024 se ha registrado en el epígrafe “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada adjunta un importe de 621 millones 24 de euros correspondiente a trabajos realizados por el grupo para su propio inmovilizado y que se corresponden en su mayor parte a proyectos que se han desarrollado en Australia, España, Estados Unidos y Sudáfrica, fundamentalmente. Los gastos de conservación y mantenimiento se cargan a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio en que se incurren. La amortización se calcula, generalmente, aplicando el método lineal sobre el coste de adquisición de los activos menos su valor residual, entendiéndose que los terrenos sobre los que se asientan los edificios y otras construcciones tienen una vida útil indefinida y que, por tanto, no son objeto de amortización. Las sociedades amortizan su inmovilizado material distribuyendo el coste de los activos entre los años de vida útil estimada, resultando los siguientes porcentajes de amortización anual para el ejercicio 2024: Porcentajes de amortización anual ACTIVOS AFECTOS AL NEGOCIO ELÉCTRICO Parques eólicos 3,33% Centrales hidroeléctricas 1% - 4% Centrales solares fotovoltaicas 3,33% Otras instalaciones de generación eléctrica 4%-6% RESTO DE ACTIVOS Construcciones 2% Resto de instalaciones técnicas y maquinaria 5% -16,6% Otras instalaciones, utillaje y mobiliario 10%-20% Otro inmovilizado 20%-33,3% . A nivel nacional, la regulación establece una vida regulatoria para los activos operativos que depende de la tecnología, siendo la actualmente establecida de 20 años para los activos eólicos, 30 años para los activos fotovoltaicos y 25 años para las instalaciones de biomasa. Esta vida regulatoria es aquella que establece el periodo durante la cual la instalación va a tener derecho a pertenecer al régimen especial establecido y, por tanto, a obtener los beneficios económicos que apliquen (retribuciones a la inversión o a la operación mediante el mecanismo de retribución mínima establecida en el mismo). El Grupo, en cambio, estima la vida útil de sus instalaciones evaluando el periodo de años durante el cual va a obtener flujos económicos positivos y por tanto puede prolongarse más allá de su vida regulatoria si dicho periodo es superior, como sucede con los activos eólicos del Grupo. Las entidades consolidadas reconocen contablemente cualquier pérdida que haya podido producirse en el valor registrado de estos activos con origen en su deterioro, utilizándose como contrapartida el epígrafe “resultado por deterioro de activos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones que de éstas puedan producirse con posterioridad se detallan en el epígrafe E) de esta misma nota. 25 B) Arrendamientos y derechos de uso Se entenderá que un contrato contiene un arrendamiento, siempre que exista la trasmisión del derecho a dirigir el uso de un activo identificado por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. En la fecha de inicio de un arrendamiento, se reconocerá un pasivo por los pagos a realizar por el arrendamiento, incluyendo en el momento inicial las prórrogas cuyo ejercicio se consideren razonablemente ciertas, y un activo que representará el derecho a usar el activo subyacente durante el plazo del arrendamiento. Al evaluar las prórrogas en la valoración de los contratos de arrendamiento, el Grupo considera, entre otros aspectos, el derecho contractual reconocido al arrendatario de ejercitar una prórroga al contrato y los planes de negocio, proyecto u activo a los que se asocia el contrato de arrendamiento. Al entenderse que las inversiones en activo relacionadas con el arrendamiento son relevantes, existe un incentivo económico significativo que hace razonablemente cierto el ejercicio por parte del arrendatario de su posibilidad de prórroga. En los contratos de arrendamiento de terrenos, que representan la práctica mayoría de los contratos de arrendamiento del Grupo, tanto en volumen como en valoración, el plazo de arrendamiento del contrato, incluyendo las prórrogas establecidas en el mismo, se ajusta a la vida útil de las instalaciones siempre que se celebren por un periodo de vida indeterminado, en los cuales la fecha de finalización se encuentre vinculada expresamente al periodo de duración de la actividad por parte del arrendatario o las prórrogas se extiendan a través de un ejercicio de mera notificación de extensión del plazo por parte del arrendatario. En los casos residuales en los que no existe tal unilateralidad por parte del arrendatario se considera que razonablemente se ejercitarán de forma acordada entre las partes. Sólo se consideran dentro del periodo de arrendamiento aquellas prórrogas estipuladas en contrato. El Grupo valora el pasivo por arrendamiento por el valor actual de los pagos por arrendamiento que estén pendientes de pago en la fecha de comienzo. El Grupo descuenta los pagos por arrendamiento al tipo de interés incremental apropiado, salvo que pueda determinar con fiabilidad el tipo de interés implícito del arrendador. Los pagos por arrendamiento pendientes se componen de los pagos fijos, menos cualquier incentivo a cobrar, los pagos variables que dependen de un índice o tasa, valorados inicialmente por el índice o tasa aplicable en la fecha de comienzo, los importes que se espera pagar por garantías de valor residual, el precio de ejercicio de la opción de compra cuyo ejercicio sea razonablemente cierto y los pagos por indemnizaciones por cancelación de contrato, siempre que el plazo de arrendamiento refleje el ejercicio de la opción de cancelación. Los pagos variables que no se han incluido en la valoración inicial del pasivo se reconocen en la cuenta de resultados del periodo en el que se produce su devengo. 26 Con posterioridad al registro inicial, el Grupo valora el pasivo por arrendamiento incrementándolo por el gasto financiero devengado, disminuyéndolo por los pagos realizados y reestimando el valor contable por las modificaciones del arrendamiento o para reflejar las actualizaciones de los pagos fijos. El activo por derecho de uso se reconoce inicialmente por el valor actual del pasivo por arrendamiento, más cualquier pago por arrendamiento realizado en o con anterioridad a la fecha de comienzo, menos los incentivos recibidos, los costes iniciales directos incurridos y una estimación de los costes de desmantelamiento o restauración a incurrir. Los activos se reconocen en el epígrafe Derechos de uso y se clasifican de acuerdo a la naturaleza del activo subyacente. Posteriormente, los activos por derechos de uso se valoran al coste, menos las amortizaciones y pérdidas por deterioro acumuladas (véase epígrafe 3.2.E). Estos activos se amortizan linealmente de acuerdo a la vida del contrato, salvo cuando la vida útil del activo sea inferior a la del contrato o cuando se estime ejercer una opción de compra sobre el activo, en cuyo caso, el plazo de amortización será coincidente con la vida útil del bien. El pasivo se revaluará, generalmente, como ajuste en el activo por derecho de uso, siempre que existan modificaciones posteriores al contrato, como por ejemplo cuando se produzcan cambios en los plazos del arrendamiento, cambios en los pagos futuros por actualización de los índices indicados en contrato, modificaciones de cuotas futuras o cambios en la expectativa de ejercicio de la opción de compra, entre otras. Ante modificaciones que alteren el plazo del arrendamiento o modificaciones sustanciales sobre el alcance del contrato de arrendamiento, se revaluará el pasivo del contrato teniendo en consideración una tasa de descuento actualizada. El Grupo registra las reestimaciones del pasivo como un ajuste al activo por derecho de uso, hasta que éste se reduce a cero y posteriormente en la cuenta de resultados consolidada. Existen dos excepciones al reconocimiento del activo y pasivo por arrendamiento para los cuales se registra el gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias de acuerdo a su devengo: - Arrendamientos de bajo valor: Se refiere a aquellos arrendamientos poco significativos, es decir, aquellos contratos cuyo activo subyacente se le atribuye un valor como nuevo poco relevante. El Grupo ha establecido como importe de referencia para determinar el límite superior de dicho valor en 5.000 euros. - Arrendamientos de corto plazo: Aquellos contratos cuyo plazo estimado de alquiler sea inferior a 12 meses. Con relación al estado de flujos de efectivo consolidado, el Grupo registra los pagos de principal por los contratos de arrendamiento dentro de los “Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación”, así como el registro de los intereses relacionados con dichos contratos dentro del epígrafe “Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación”. 27 C) Fondo de comercio Las combinaciones de negocios en las que el Grupo adquiere el control de uno o varios negocios se registran por el método de adquisición de acuerdo a lo dispuesto en la NIIF 3 Combinaciones de Negocio. Como parte del proceso llevado a cabo en una combinación de negocios, el exceso existente entre la contraprestación entregada, más el valor asignado a las participaciones no dominantes y el importe neto de los activos adquiridos y los pasivos asumidos valorados a valor razonable, se registra como fondo de comercio. En su caso, el defecto, después de evaluar el importe de la contraprestación entregada, el valor asignado a las participaciones no dominantes y la identificación y valoración de los activos netos adquiridos a valor razonable se reconoce en resultados. La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición. El fondo de comercio no se amortiza, sino que se comprueba su deterioro con una periodicidad anual o con anterioridad, si existen indicios de una potencial pérdida del valor del activo. A estos efectos, el fondo de comercio resultante de la combinación de negocios se asigna a cada una de las unidades generadoras de efectivo (UGE) o grupos de UGEs del Grupo que se espera se vayan a beneficiar de las sinergias de la combinación. Después del reconocimiento inicial, el fondo de comercio se valora por su coste menos las pérdidas por deterioro de valor acumuladas. El fondo de comercio generado internamente no se reconoce como un activo. Los fondos de comercio sólo se registran cuando han sido adquiridos a título oneroso y representan, por tanto, pagos anticipados realizados por la entidad adquirente de los beneficios económicos futuros derivados de los activos de la entidad adquirida que no sean individual y separadamente identificables y reconocibles. En el caso de fondos de comercio surgidos en la adquisición de sociedades cuya moneda funcional es distinta del euro, la conversión a euros de estos se realiza al tipo de cambio vigente en la fecha del estado de situación financiera consolidado. D) Otros activos intangibles Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su coste de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su coste menos, según proceda, su correspondiente amortización acumulada y las reducciones necesarias para reflejar las pérdidas por deterioro que hayan experimentado. 28 Todos los activos intangibles del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables tienen la consideración de intangibles con vida útil definida y se amortizan en función de la misma, aplicándose criterios similares a los adoptados para la amortización de los activos materiales y, básicamente, equivalen a los porcentajes de amortización siguientes (determinados en función de los años de la vida útil estimada, como promedio, de los diferentes elementos): . Porcentaje de amortización anual Desarrollo 20% Concesiones y otros derechos 3,33-5% Aplicaciones informáticas 10%-33% . Las entidades consolidadas reconocen contablemente cualquier pérdida que haya podido producirse en el valor registrado de estos activos con origen en su deterioro, utilizándose como contrapartida el epígrafe “Resultado por deterioro de activos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones que de éstas puedan producirse con posterioridad se detallan en el epígrafe E) de esta misma nota. Investigación y desarrollo Los costes de actividades de investigación se reconocen como gasto del periodo en que se incurren como criterio general, salvo en aquellos proyectos de desarrollo en los que se crea un activo identificable, es probable que genere beneficios económicos en el futuro y el coste de desarrollo del activo pueda evaluarse de forma fiable. Los gastos de desarrollo del Grupo únicamente se reconocen como activo si es probable que generen beneficios económicos en el futuro y el coste de desarrollo del activo puede evaluarse de forma fiable. Los costes de desarrollo se amortizan linealmente a lo largo de sus vidas útiles. Cuando no cumplen los criterios anteriormente mencionados, los costes de desarrollo se reconocen como gasto en el periodo en que se incurren. Concesiones administrativas y otros derechos Las concesiones administrativas incluyen el coste de adquisición de las concesiones para el aprovechamiento hidroeléctrico de los saltos de agua y se amortizan, linealmente, en un periodo de veinticinco años a partir de la puesta en funcionamiento de las centrales, periodo que se corresponde con la vida útil asignada a los activos que, en todos los casos, es inferior al período de la concesión. Según los términos de las concesiones 29 administrativas, a la terminación de los plazos establecidos las instalaciones revierten al Estado en condiciones de buen uso. Igualmente, este epígrafe incluye el valor de adquisición de los derechos de superficie sobre los que se han ubicado las instalaciones de ciertos parques eólicos en los que opera el Grupo y, adicionalmente, los derechos de conexión o evacuación de instalaciones en las que el Grupo no es propietario, pero ha obtenido un derecho de uso para la evacuación de la energía de algunas de sus instalaciones. Dichos activos se amortizan linealmente en el periodo de vida del contrato de derechos y desde la puesta en funcionamiento del mismo. Asimismo, se incluye en este epígrafe el coste de derechos y valores intangibles identificables adquiridos en combinaciones de negocio que permitirán el desarrollo de proyectos futuros de instalaciones productivas y se amortizarán linealmente en el periodo de vida útil estimada de dichas instalaciones a partir de la puesta en funcionamiento de las mismas. Adicionalmente, se realiza un saneamiento y amortización total de estos activos intangibles cuando se produce un envilecimiento o pérdida de valor de los mismos. Por último, el Grupo incluye en este epígrafe de concesiones administrativas el inmovilizado asociado a actividades concesionales en los que el riesgo de recuperación de la inversión es asumido por el operador (CINIIF 12). Este tipo de actividades concesionales se realiza a través de inversiones que son explotadas por sociedades de proyecto y cuyas características principales son las siguientes: - La infraestructura objeto de concesión es propiedad del organismo concedente. - El organismo concedente, que puede ser un organismo público o privado, controla o regula el servicio de la sociedad concesionaria y las condiciones en la que debe ser prestado. - Los activos son explotados por la sociedad concesionaria de acuerdo con los criterios establecidos en el pliego de adjudicación de la concesión por un periodo establecido. Al término de dicho periodo, los activos revierten al organismo concedente, sin que el concesionario tenga derecho alguno sobre los mismos. - La sociedad concesionaria recibe los ingresos por los servicios prestados bien directamente de los usuarios o a través del propio organismo concedente. Los criterios contables aplicados por el Grupo en relación con estos proyectos concesionales son los siguientes: - Capitalizar los gastos financieros devengados durante el periodo de construcción y no activar los posteriores a la puesta en explotación de la instalación. 30 - Aplicar un criterio de amortización lineal respecto a la amortización del inmovilizado asociado a la concesión durante la vida de la misma. - Las concesiones siguen el criterio de cubrir con la amortización la totalidad de la inversión realizada más los costes estimados necesarios para revertir el activo en condiciones de uso al finalizar el periodo del proyecto. - La construcción de estos activos la realiza generalmente una sociedad perteneciente al Grupo. En este sentido, los ingresos y los gastos relacionados con los servicios de construcción o mejora de las infraestructuras se registran por su importe bruto (registro de las ventas y el coste de ventas en el consolidado) reconociéndose en las cuentas anuales consolidadas el margen de construcción. En los ejercicios 2024 y 2023 no ha sido necesario realizar ningún ajuste por este motivo. Aplicaciones informáticas Los costes de adquisición y desarrollo incurridos en relación con los sistemas informáticos básicos en la gestión del Grupo se registran por su coste de adquisición con cargo al epígrafe “Otros activos intangibles” del estado de situación financiera consolidado. Los costes de mantenimiento de los sistemas informáticos se registran con cargo a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio en que se incurren. E) Deterioro del valor de los activos materiales, intangibles y sociedades contabilizadas por el método de la participación En la fecha de cierre de cada estado de situación financiera consolidado, el Grupo revisa los importes en libros de sus activos materiales y los derechos de uso asociados en su caso, activos intangibles y sociedades contabilizadas por el método de la participación relacionadas con parques en explotación, para determinar si existen indicios de que dichos activos hayan sufrido una pérdida por deterioro de valor. El Grupo, a la hora de evaluar la existencia de indicios de deterioro o de reversión de los mismos, considera diferentes variables como son, entre otras: - Oscilaciones relevantes en el valor de mercado de los activos del Grupo considerando transacciones comparables en los diferentes mercados. 31 - La evaluación del comportamiento de precios a futuro en aquellos activos que venden su energía a precios de mercado. - Mermas sobrevenidas en la producción esperada, que persistan en el tiempo, ya sea por limitaciones técnicas o en la capacidad de evacuación, o cambios en el rendimiento técnico o económico de los activos. - Cambios en el entorno legal, regulatorio, económico o tecnológico en donde los activos operan. - Oscilaciones relevantes en variables macroeconómicas como son la inflación o los tipos de interés. Si existe cualquier indicio, se calcula el importe recuperable del activo con el objeto de determinar el alcance de la pérdida por deterioro de valor (si la hubiera). En caso de que el activo no genere flujos de efectivo que sean independientes de otros activos, el Grupo calcula el importe recuperable de la unidad generadora de efectivo más pequeña identificable a la que pertenece el activo. Si se estima que el importe recuperable de un activo (o una unidad generadora de efectivo) es inferior a su importe en libros, el importe en libros del activo (o unidad generadora de efectivo) se reduce a su importe recuperable. Cuando una pérdida por deterioro de valor revierte posteriormente, el importe en libros del activo (o unidad generadora de efectivo) se incrementa a la estimación revisada de su importe recuperable, pero de tal modo que el importe en libros incrementado no supere el importe en libros que se habría determinado de no haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro de valor para el activo (o unidad generadora de efectivo) en ejercicios anteriores. El importe recuperable es el valor superior entre el valor razonable menos el coste de venta y el valor de uso. La metodología empleada para la estimación del valor en uso de los activos con una duración limitada (principalmente activos de generación eléctrica) se explica a continuación. Inmovilizado asociado a proyectos En este epígrafe se engloban los activos de aquellos proyectos con una duración limitada que se caracterizan por contar con una estructura contractual que permite determinar con cierta claridad los costes que tendrá el proyecto (tanto en la fase de inversión inicial como en la fase de operación), así como proyectar de manera razonable los ingresos durante toda la vida del mismo (fundamentalmente el inmovilizado material e intangible del Grupo). 32 Para calcular el valor en uso de este tipo de activos se realiza una proyección de los flujos de caja esperados hasta el final de la vida de cada Unidad Generadora de Efectivo (UGE). No se considera, por tanto, ningún valor terminal. Esto es posible porque: - Se trata de activos con una producción estable a largo plazo, lo que permite realizar estimaciones fiables en el largo plazo. - Existen amplias series históricas procedentes de fuentes externas fiables. - La determinación de los ingresos y la estimación de precios se basa en el profundo conocimiento de los mercados y en el análisis de parámetros que determinan precios de mercado cuando no están directamente asegurados con contratos de venta de energía a largo plazo. - Los costes de explotación son conocidos y tienen poca volatilidad. - Un gran número de los proyectos ha sido financiado con deuda a largo plazo y con condiciones fijas y conocidas que permiten proyectar fácilmente las salidas de caja necesarias para atender el servicio de la deuda. La UGE establecida para este cálculo es, con criterios generales, la sociedad propietaria de instalaciones operativas de estas tecnologías, ya sea una o varias, ya que, tras los análisis realizados, ésta sería la unidad mínima cuyos flujos de caja, tanto de entrada como de salida, son identificables e independientes de otros flujos compartidos con otras instalaciones. El valor neto contable de cada una de las UGE considera la asignación tanto de los activos como de los pasivos identificables con cada una de ellas, incluidas aquellas partidas de activo y pasivo derivados de arrendamientos dentro del alcance de la NIIF 16, y siempre que el comprador deba asumir los contratos de arrendamiento en caso de transmisión. En el caso de que el valor recuperable se determine usando el valor en uso, el valor contable del pasivo por arrendamiento a la fecha de valoración se minora tanto del capital invertido de la UGE como de su valor en uso. Por otra parte, si el valor recuperable se determina utilizando el valor razonable menos los costes de venta, el valor contable del pasivo por arrendamiento a la fecha de valoración se considera igualmente en el capital invertido de la UGE y en el valor razonable que se obtendría por la disposición de los activos de la UGE y los pasivos por arrendamiento vinculados. Las proyecciones incorporan tanto los datos conocidos (en base a los contratos del proyecto) como hipótesis fundamentales soportadas por estudios específicos realizados por expertos o por datos históricos (de demanda, de producción, etc.). Asimismo, se proyectan datos macroeconómicos (inflación, tipos de interés, etc.) utilizando los datos aportados por fuentes especializadas independientes (como por ejemplo Bloomberg). 33 Los flujos de caja futuros son los esperados que se derivarán de la utilización del activo. Las tasas de descuento reflejan las expectativas sobre posibles variaciones en el importe o distribución temporal de los flujos, el valor temporal del dinero, el precio a satisfacer por soportar la incertidumbre relacionada con el activo y otros factores que los partícipes del mercado considerarían en la valoración de los flujos de efectivo futuros relacionados con el activo. F) Información a revelar sobre instrumentos financieros Los desgloses cualitativos y cuantitativos de las cuentas anuales consolidadas relativos a instrumentos financieros, a gestión de riesgos y a la gestión del capital solicitados por la NIIF 7 se desarrollan en las siguientes notas: - Categorías de activos y pasivos financieros, incluyendo instrumentos financieros derivados y normas de valoración detallados en la nota 3.2 G). - Clasificación de las valoraciones a valor razonable para activos financieros y para instrumentos financieros derivados según jerarquía de valor razonable establecida por NIIF 13 en la nota 3.2.G). - Requisitos de desglose (información cuantitativa y cualitativa) sobre el capital detallados en la nota 15 G). - Políticas contables y gestión de riesgos detalladas en la nota 18. - Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas detallados en la nota 19. - Traspasos desde patrimonio a resultados del ejercicio por liquidaciones de operaciones de cobertura de instrumentos financieros derivados según se detallan en la nota 27. G) Instrumentos financieros Activos financieros no corrientes y corrientes excepto derivados de cobertura Los activos financieros mantenidos por las sociedades del Grupo se clasifican en dos grandes bloques en base a su método de valoración posterior: - Activos financieros a coste amortizado: Se corresponden con activos que se esperan mantener para obtener flujos de efectivo contractuales y que consisten en el cobro de principal e intereses (si aplica). Se registran a su coste amortizado, correspondiendo éste al valor de mercado inicial, menos las devoluciones del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el método del tipo de interés efectivo. Los tipos de activos que comprende esta clasificación son: 34 ● Créditos y cuentas a cobrar: aquellos originados por las sociedades a cambio de suministrar efectivo, bienes o servicios directamente a un deudor. Esta categoría está constituida prácticamente en su totalidad por los activos registrados bajo el epígrafe de “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar”. ● Efectivo y otros activos equivalentes: comprende tanto la caja como los depósitos bancarios a la vista. Los otros activos líquidos equivalentes engloban inversiones a corto plazo, con vencimientos inferiores a tres meses y que no están sujetos a un riesgo relevante de cambios en su valor. ● Otros activos financieros: activos cuyos cobros son de cuantía fija o determinable y cuyo vencimiento está fijado en el tiempo. Con respecto a ellos, el Grupo manifiesta su intención y su capacidad para conservarlos en su poder desde la fecha de su compra hasta la de su vencimiento. Principalmente se recogen en este apartado créditos a sociedades integradas por puesta en equivalencia, imposiciones a corto plazo, así como los depósitos y fianzas. El Grupo ha determinado un modelo de deterioro basado en las pérdidas esperadas que resulten de un evento de “default” para los próximos 12 meses o para toda la vida del instrumento financiero en función de la naturaleza del activo financiero a largo plazo y según evolucione el riesgo de crédito del activo financiero desde su reconocimiento inicial. Este modelo se lleva a cabo teniendo en consideración el tipo de cliente (organismos públicos, grandes clientes…) así como la experiencia histórica referente al riesgo crediticio de los últimos cinco años. En la evaluación del cambio significativo del riesgo de crédito para la clasificación de los activos en tramos, se utilizan variaciones de la calificación crediticia de fuentes de mercado externas. Para los deudores comerciales y otras cuentas a cobrar clasificadas en el corto plazo, el Grupo ha seguido el modelo simplificado de pérdida esperada establecido en la norma basado en la experiencia histórica de las pérdidas crediticias. - Activos Financieros a valor razonable con cambios en resultados: se corresponden con los valores adquiridos que no se incluyen en las otras categorías, correspondiendo casi en su totalidad a instrumentos financieros en el capital de sociedades. Se valoran: ● En el caso de participaciones en sociedades no cotizadas, dado que el valor razonable no siempre es posible determinarlo de forma fiable, por su coste de adquisición, corregido por las evidencias de deterioro que pudieran existir. El principal criterio que utiliza el Grupo para determinar que existe evidencia objetiva de deterioro es la existencia de evidencias de deterioro en sus participadas. ● En el resto de casos, por su valor razonable , cuando es posible determinarlo de forma fiable ya sea a través del valor de cotización o, en su defecto, recurriendo al valor establecido en transacciones recientes o por el valor actual descontado de los flujos de caja futuros. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable se reconocen directamente en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. 35 Durante los ejercicios 2024 y 2023 no se han producido reclasificaciones de activos financieros entre las categorías definidas en los párrafos previos. Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan utilizando la fecha de negociación. Cesiones de activos financieros El Grupo da de baja los activos financieros cuando expiran o se han cedido los derechos sobre flujos de efectivo del correspondiente activo financiero y se han transferido sustancialmente los riesgos y beneficios inherentes a su propiedad, tales como en ventas en firma de activos, cesiones de créditos comerciales en operaciones de “factoring” en las que la empresa no retiene ningún riesgo de crédito ni de interés, las ventas de activos financieros con pactos de recompra por su valor razonable o las titulizaciones de activos financieros en las que la empresa cedente no retiene financiaciones subordinadas ni concede ningún tipo de garantía o asume algún otro tipo de riesgo. Préstamos bancarios y deudas con empresas del Grupo y entidades vinculadas excepto derivados Los préstamos y descubiertos bancarios que devengan intereses se registran por el importe recibido, neto de costes directos de emisión. Los gastos financieros, incluidas las primas pagaderas en la liquidación o el reembolso y los costes directos de emisión, se contabilizan según el criterio de devengo en la cuenta de resultados consolidada utilizando el método del interés efectivo y se añaden al importe en libros del instrumento en la medida en que no se liquidan en el período en que se producen. En periodos posteriores estas obligaciones se valoran a su coste amortizado, utilizando el método del tipo de interés efectivo. El Grupo da de baja un pasivo financiero o una parte del mismo cuando ha cumplido con la obligación contenida en el pasivo o bien esté legalmente dispensado de la responsabilidad principal contenida en el pasivo ya sea en virtud de un proceso judicial o por el acreedor. El intercambio de instrumentos de deuda entre el Grupo y la contraparte o las modificaciones sustanciales de los pasivos inicialmente reconocidos se contabilizan como una cancelación del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero, siempre que los instrumentos tengan condiciones sustancialmente diferentes. 36 El Grupo considera que las condiciones son sustancialmente diferentes si el valor actual de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento el tipo de interés efectivo original difiere al menos en un 10 por ciento del valor actual descontado de los flujos de efectivo que todavía resten del pasivo financiero original. Si el intercambio se registra como una cancelación del pasivo financiero original, los costes o comisiones se reconocen en resultados formando parte del resultado de la misma. En caso contrario, los flujos modificados se descuentan al tipo de interés efectivo original, reconociendo cualquier diferencia con el valor contable previo en resultados. Asimismo, los costes o comisiones ajustan el valor contable del pasivo financiero y se amortizan por el método de coste amortizado durante la vida restante del pasivo modificado. El Grupo reconoce en la cuenta de resultados la diferencia entre el valor contable del pasivo financiero o de una parte del mismo cancelado o cedido a un tercero y la contraprestación pagada, incluida cualquier activo cedido diferente del efectivo o pasivo asumido. En lo referente a los parques norteamericanos, para las instalaciones con incentivos fiscales (PTC o ITC) y amortización fiscal acelerada (véase Anexo V), se incorporan, a través de unas estructuras de financiación denominadas “Tax Equity Investments”, socios inversores con una participación en el interés económico de los proyectos obtenida a partir del aprovechamiento de los beneficios fiscales de los mismos y hasta obtener una tasa de retorno sobre la inversión realizada, la cual depende del propio rendimiento de los proyectos. La inversión así mantenida es tratada por el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables como una deuda con entidades vinculadas, dentro del epígrafe de Otros pasivos no corrientes y corrientes. El repago se realiza en la medida en que se van realizando los beneficios fiscales, así como con un porcentaje minoritario de la caja libre anual generada por el proyecto. El vencimiento esperado de estas deudas está asociado con el incentivo fiscal obtenido por la instalación que, para el caso de los proyectos americanos del Grupo con PTC suele situarse en torno a los 10 años desde la fecha de inicio de operaciones del proyecto y para los proyectos con ITC en torno a los 7 años. A la hora de determinar el criterio contable para el registro de la inversión en las sociedades propiedad de instalaciones de los Tax Equity Investments, el Grupo analiza si tal inversión debe ser considerada un pasivo financiero o intereses de minoritarios dentro del patrimonio neto. Dicho análisis depende fundamentalmente de la capacidad del Grupo para evitar la salida de caja en la devolución de las aportaciones y el rendimiento establecido contractualmente de la contribución del socio inversor. Como norma general, este tipo de estructuras no conlleva ningún tipo de garantía del socio sponsor o del proyecto asociado al socio inversor sobre la devolución de la deuda o su rentabilidad esperada. Su recurso principal se limita a los flujos de caja del propio proyecto en la medida que éste es capaz de obtenerlos. El Grupo considera este tipo de estructuras como pasivo financiero, según lo establecido en NIC 32, si bien es un análisis que se realiza caso a caso. En la nota 20, relativa a otros pasivos no corrientes, se han desglosado los pasivos financieros con partes vinculadas relativos al registro de la inversión de este tipo de estructuras. 37 Instrumentos financieros derivados y operaciones de coberturas Las actividades del Grupo lo exponen fundamentalmente a los riesgos financieros de las variaciones de los tipos de cambio de moneda extranjera y los tipos de interés. Para cubrir estas exposiciones, el Grupo utiliza contratos a plazo sobre tipos de cambio y contratos de permutas financieras sobre tipos de interés. No es política del Grupo contratar instrumentos financieros derivados con fines especulativos. Criterios de contabilización Los derivados se registran por su valor razonable (ver procedimientos de valoración a continuación) en la fecha del estado de situación financiera consolidado. Si su valor es positivo se registran en el epígrafe “Activos financieros corrientes o no corrientes” y si su valor es negativo en “Deudas con entidades de crédito corrientes y no corrientes”. Las variaciones del valor razonable de los instrumentos financieros derivados se reconocen en la cuenta de resultados consolidada a medida que se producen, salvo en el caso en que el derivado haya sido designado como instrumento de cobertura y ésta sea altamente efectiva. En el caso en que el derivado haya sido designado como instrumento de cobertura y ésta sea altamente efectiva, su registro es el siguiente: - Coberturas de valor razonable: son coberturas realizadas para reducir el riesgo de variación del valor, total o parcial, de activos y pasivos registrados en el estado de situación financiera (subyacente). La pérdida o ganancia por cobertura del subyacente se reconoce como un ajuste por cobertura en el estado de situación financiera consolidado, registrándose las variaciones de valor del subyacente y del instrumento de cobertura en el mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. - Coberturas de flujos de efectivo: Son coberturas realizadas para reducir el riesgo de la potencial variación en los flujos de efectivo por el pago de los intereses asociados a pasivos financieros a largo plazo o por oscilaciones en el tipo de cambio. Los cambios en el valor razonable de los derivados designados como de cobertura se registran, en la parte en que dichas coberturas sean efectivas, en el epígrafe “Ganancias acumuladas – Cobertura de flujos de efectivo” dentro del patrimonio neto consolidado. La pérdida o ganancia acumulada en dicho epígrafe se traspasa a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada a medida que el subyacente tiene impacto en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada por el riesgo cubierto neteando dicho efecto en el mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. Los cambios de valor correspondientes a la parte ineficaz de las coberturas se registran directamente en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. El Grupo tiene formalizados contratos de compraventa de energía para los cuales realiza un análisis con el fin de clasificarlos contablemente de la forma adecuada. Con carácter general, los contratos que se liquidan por el neto en efectivo o en otro instrumento financiero son considerados instrumentos financieros derivados y se contabilizan por su valor razonable a cierre del ejercicio conforme a lo indicado anteriormente, con la excepción de los que se formalizaron o se mantienen con el objetivo de recibir o entregar energía, de acuerdo con las compras, ventas o requerimientos de utilización en base a la estrategia del Grupo. Política del Grupo sobre coberturas 38 Al inicio de la cobertura, el Grupo designa y documenta formalmente las relaciones de cobertura, así como el objetivo y la estrategia que asume con respecto a las mismas. La contabilización de las operaciones de cobertura solo resulta de aplicación cuando se dispone de la documentación formal de la relación de la cobertura y se cumplen todos los requerimientos de eficacia, es decir, si se demuestra que existe una relación económica entre la parte cubierta y el instrumento de cobertura, si el efecto del riesgo de crédito no predomina sobre los cambios de valor que procedan de esa relación económica y si existe una razón de cobertura por la cual la relación de cobertura es la misma que la procedente de la cantidad de la partida cubierta sin que exista desequilibrio entre las ponderaciones de la partida cubierta y el instrumento de cobertura que crearía una ineficacia de la misma. En los procedimientos de medición de la eficacia de las coberturas, el Grupo utiliza el valor razonable del instrumento de cobertura (derivado) y el valor razonable de la partida cubierta designada. El valor razonable de los derivados incluye el ajuste de riesgo de crédito, de forma que las variaciones del ajuste de riesgo de crédito son consideradas en la medición de la eficacia. El Grupo registra en patrimonio o en la cuenta de resultados consolidada dependiendo de si la variación de valor razonable del derivado en su totalidad es mayor o menor que la variación del valor razonable de la partida cubierta. Si se produjesen coberturas de los flujos de efectivo de transacciones previstas, el Grupo evaluaría si dichas transacciones son altamente probables y si presentan una exposición a las variaciones en los flujos de efectivo que pudiesen en último extremo afectar al resultado del ejercicio. Si la cobertura del flujo de efectivo del compromiso firme o la operación prevista deriva en un reconocimiento de un activo o pasivo no financiero, en tal caso, en el momento en que se reconozca el activo o pasivo, los beneficios o pérdidas asociados al derivado previamente reconocidos en el patrimonio neto se incluyen en la valoración inicial del activo o pasivo. En las coberturas que no derivan en el reconocimiento de un activo o pasivo no financiero, los importes diferidos dentro del patrimonio neto se reconocen en la cuenta de resultados consolidada en el mismo período en que el elemento que está siendo objeto de cobertura afecta a los resultados netos. El Grupo no tiene instrumentos financieros compuestos o derivados implícitos. 39 Procedimientos de valoración de derivados y del ajuste por riesgo de crédito En el caso de los derivados no negociados en mercados organizados (OTC), el Grupo utiliza para su valoración el descuento de los flujos de caja esperados y modelos de valoración de opciones generalmente aceptados, basándose en las condiciones del mercado tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre del ejercicio. Los cálculos de valor razonable para cada tipo de instrumento financiero son los siguientes: - Los swaps de tipo de interés se valoran actualizando las liquidaciones futuras entre el tipo fijo y el variable, según los implícitos de mercado, obtenidos a partir de las curvas de tipos swap a largo plazo. Se utiliza la volatilidad implícita para el cálculo, mediante fórmulas de valoración de opciones, de los valores razonables de caps y floors. - Los contratos de seguros de cambio y opciones sobre divisa extranjera son valorados utilizando las cotizaciones del contado del tipo de cambio y las curvas de tipos de interés a plazo de las divisas implicadas, así como el empleo de la volatilidad implícita hasta el vencimiento, en el caso de opciones. - Los contratos de compraventa sobre el precio de la energía se valoran utilizando proyecciones de precio futuras considerando la información pública de los mercados a plazo de electricidad y otras variables no observables directamente para los plazos más lejanos de la curva, estableciendo asunciones propias del Grupo sobre componentes correlacionados con el precio de la energía. Dichas asunciones no tienen un impacto significativo en las estimaciones de valor razonable de los derivados de energía a cierre del presente ejercicio y por tanto están clasificados en el nivel 2 de la jerarquía de valor razonable requerida por NIIF 13. A 31 de diciembre de 2024 para determinar el ajuste por riesgo de crédito en la valoración de los derivados, se ha aplicado una técnica basada en el cálculo a través de simulaciones de la exposición total esperada (que incorpora tanto la exposición actual como la exposición potencial) ajustada por la probabilidad de incumplimiento a lo largo del tiempo y por la severidad (o pérdida potencial) asignada a la sociedad y a cada una de las contrapartidas. De forma más específica, el ajuste por riesgo de crédito se ha obtenido a partir de la siguiente fórmula: EAD * PD * LGD, donde: - EAD (Exposure at default): Exposición en el momento de incumplimiento en cada momento temporal. Se calcula mediante la simulación de escenarios con curvas de precios de mercado. - PD (Probability of default): Probabilidad de que una de las contrapartidas incumpla sus compromisos de pago en cada momento temporal. 40 - LGD (Loss given default): Severidad = 1 - (tasa de recuperación): Porcentaje de pérdida que finalmente se produce cuando una de las contrapartidas ha incurrido en un incumplimiento. La exposición total esperada de los derivados se obtiene usando variables observables de mercado, como curvas de tipo de interés, tipo de cambio y volatilidades según las condiciones existentes en la fecha de valoración. Los inputs aplicados para la obtención del riesgo de crédito propio y de contrapartida (determinación de la probabilidad de incumplimiento) se basan principalmente en la aplicación de spreads de crédito propios o de empresas comparables actualmente negociados en el mercado (curvas de CDS, TIR de emisiones de deuda). En ausencia de spreads de crédito propios o de empresas comparables, y con el objetivo de maximizar el uso de variables observables relevantes, se han utilizado las referencias cotizadas que se han considerado como las más adecuadas según el caso (índices de spread de crédito cotizados). Para las contrapartidas con información de crédito disponible, los spreads de crédito utilizados se obtienen a partir de los CDS (Credit Default Swaps) cotizados en el mercado. Asimismo, para el valor razonable (valor de mercado ajustado por el riesgo de crédito bilateral) se han tenido en consideración las mejoras crediticias relativas a garantías o colaterales a la hora de determinar la tasa de recuperación a aplicar para cada una de las posiciones. La severidad se considera única en el tiempo. En el caso de no existir mejoras crediticias relativas a garantías o colaterales, se ha aplicado una tasa de recuperación estándar de mercado y que se corresponde con una deuda senior unsecured de un 40%. Sin embargo, esta tasa de recuperación se sitúa entre un 68,98% y un 83,13%, según el grado de avance del proyecto (fase de construcción o explotación) y la zona geográfica (Europa Occidental, Europa Oriental, Norteamérica, Latinoamérica, Oceanía y África) del mismo, para los derivados contratados bajo estructuras Project Finance. Las valoraciones a valor razonable realizadas sobre los diferentes instrumentos financieros derivados, incluyendo los datos empleados para el cálculo del ajuste por riesgo de crédito propio y de contrapartida, quedan encuadradas en el nivel 2 de la jerarquía de valores razonables establecida por la NIIF 13, por estar los inputs basados en precios cotizados para instrumentos similares en mercados activos (no incluidos en el nivel 1), precios cotizados para instrumentos idénticos o similares en mercados que no son activos y técnicas basadas en modelos de valoración para los cuales todos los inputs significativos son observables en el mercado o pueden ser corroborados por datos observables de mercado. Cabe destacar que para las valoraciones realizadas sobre aquellos contratos de venta de energía a largo plazo una parte de la curva de precios se obtiene de valores directa o indirectamente observables en el mercado y otra parte de la curva, por un periodo más o menos prolongado dependiendo del país en el que se ejecuta el contrato, se calcula considerando variables de nivel 3, es decir, no observables directamente. Estos contratos de venta de energía a largo plazo se clasifican en el nivel 2 dado que los inputs observables prevalecen sobre los de nivel 3. En caso de que los inputs no observables puedan tener un efecto significativo en la valoración de los contratos se clasificarían en el nivel 3 y en el momento en el que dicha parte no observable de la curva de precios pase a serlo o su efecto en la valoración deje de ser relevante, la valoración se reclasificaría a la jerarquía 2 de valor razonable establecida por la NIIF 13. Igualmente y siguiendo los criterios en esta materia establecidos por el Grupo Acciona, aunque el Grupo ha determinado que la mayoría de los inputs utilizados para valorar los derivados de tipo de interés o de tipo de 41 cambio están dentro de nivel 2 de la jerarquía del valor razonable, los ajustes por riesgo de crédito utilizan inputs de nivel 3, como son las estimaciones de crédito en función del rating crediticio o de empresas comparables para evaluar la probabilidad de quiebra de la sociedad o de la contraparte. El Grupo ha evaluado la relevancia de los ajustes por riesgo de crédito en la valoración total de los instrumentos financieros derivados concluyendo que no son significativos. Acreedores comerciales Los acreedores comerciales no devengan explícitamente intereses y se registran a su valor nominal, que no difiere significativamente de su valor razonable. Se clasifican dentro de la partida de Otros pasivos corrientes (en el subepígrafe Proveedores de inmovilizado) y/o en acreedores comerciales los saldos pendientes de pago a proveedores que se realizan mediante contratos de confirming con entidades financieras y se consideran pasivos comerciales cuya liquidación se encuentra gestionada por las entidades financieras, en la medida en el que el Grupo solo ha cedido la gestión de pago a las entidades financieras, manteniéndose como obligado primario al pago de las deudas frente a los acreedores comerciales. Los saldos mantenidos dentro de acuerdos de confirming en el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables hacen referencia, prácticamente en su totalidad, a proveedores relacionados con equipos e instalaciones de los proyectos de generación de energía que están en construcción. La naturaleza y características de estos acuerdos comerciales no difieren respecto de los pasivos mantenidos en otros contratos similares, al igual que las garantías y las condiciones de pago. El obligado principal frente a los acreedores comerciales es el Grupo en todo momento y el Grupo no mantiene saldos con empresas de confirming más allá de las fechas de vencimiento establecidas contractualmente con los proveedores. Respecto a la clasificación de estas partidas en el estado de flujos de efectivo y dado que la práctica totalidad de las líneas de confirming tienen relación con proveedores de equipos e instalaciones de proyectos en construcción, el flujo de efectivo se clasifica dentro de las actividades de inversión, reduciendo o aumentando, en función del movimiento en el año, el flujo “Adquisición de inmovilizado material, intangible y otros activos financieros no corrientes” del estado de flujos de efectivo consolidado. Clasificación entre corriente y no corriente En el estado de situación financiera consolidado adjunto, los activos y pasivos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no corrientes los de vencimiento superior a dicho período. En el caso de aquellos préstamos cuyo vencimiento sea a corto plazo, pero cuya refinanciación a largo plazo esté asegurada a discreción de la Sociedad mediante pólizas de crédito disponibles a largo plazo, se clasifican como pasivos no corrientes. 42 H) Existencias Las existencias comerciales se contabilizan, como norma general, al importe menor entre el coste medio ponderado y el valor neto de realización. El Grupo realiza una evaluación del valor neto realizable de las existencias al final del ejercicio dotando la oportuna pérdida cuando las mismas se encuentran sobrevaloradas. Cuando las circunstancias que previamente causaron la disminución del valor neto realizable hayan dejado de existir o cuando exista clara evidencia de incremento en el valor neto realizable debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la misma. I) Acciones propias El Grupo valora las acciones propias adquiridas al coste de adquisición, es decir, al valor de la contraprestación entregada más los costes directamente relacionados con la transacción. Tanto el coste de adquisición de las acciones propias como el resultado definitivo de las operaciones realizadas con ellas se registran directamente en el capítulo de patrimonio neto consolidado (véase nota 15 c). J) Indemnizaciones por cese De acuerdo con la legislación vigente, las entidades consolidadas españolas y algunas entidades extranjeras están obligadas a indemnizar a aquellos empleados que sean despedidos sin causa justificada. Las sociedades del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables no tienen a fecha actual proyectos de despidos que no se encuentren adecuadamente provisionados de acuerdo con la normativa en vigor. K) Provisiones Las cuentas anuales consolidadas del Grupo recogen todas las provisiones que cubren obligaciones presentes a la fecha del estado de situación financiera consolidado surgidas como consecuencia de sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios patrimoniales para las entidades, concretos en cuanto a su naturaleza, pero indeterminados en cuanto a su importe y/o momento de cancelación. Se incluyen todas las provisiones en las que se estima que la probabilidad de que se tenga que atender la obligación es mayor que la de no tener que hacerlo. Las provisiones, que se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible sobre las consecuencias del suceso en el que traen su causa y son reestimadas con ocasión de cada cierre contable, se utilizan para afrontar las obligaciones específicas para las cuales fueron originalmente reconocidas, procediéndose a su reversión, total o parcial, cuando dichas obligaciones dejan de existir o disminuyen. 43 Procedimientos judiciales y/o reclamaciones en curso Al cierre de los ejercicios 2024 y 2023 se encontraban en curso distintos procedimientos judiciales y reclamaciones entablados contra las entidades consolidadas con origen en el desarrollo habitual de sus actividades. Los Administradores del Grupo, considerando las opiniones de los asesores legales del mismo, entienden que la conclusión de estos procedimientos y reclamaciones no producirá un efecto significativo en las cuentas anuales consolidadas de los ejercicios en los que finalicen, por lo que no han considerado necesario constituir ninguna provisión adicional. Provisiones para pensiones y obligaciones similares Determinadas sociedades del Grupo tienen firmados o se subrogaron en convenios colectivos que establecen que se indemnizará por los importes previstos en los mismos al personal adherido a estos convenios que alcance la edad de jubilación, siempre que se cumplan condiciones establecidas en los mismos. Adicionalmente, en algunos de estos convenios colectivos se establece un premio de vinculación en función a los años de antigüedad. El impacto de estos compromisos no es significativo. Estas empresas del Grupo tienen contraídos compromisos por pensiones con sus trabajadores. Dichos compromisos, de prestación definida, están instrumentados básicamente a través de planes de pensiones excepto en lo relativo a determinadas prestaciones, fundamentalmente los compromisos de suministro de energía eléctrica, para los cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la externalización y su cobertura se realiza mediante la correspondiente provisión interna. Para los planes de prestación definida, las sociedades registran el gasto correspondiente a estos compromisos siguiendo el criterio de devengo durante la vida laboral de los empleados, mediante la realización a la fecha del estado de situación financiera consolidado de los oportunos estudios actuariales calculados por la unidad de crédito proyectado. Los costes por servicios pasados que corresponden a variaciones en las prestaciones se reconocen inmediatamente en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio en la medida en que los beneficios estén devengados. Los compromisos por planes de prestación definida representan el valor actual de las obligaciones devengadas una vez deducido el valor razonable de los activos afectos a los distintos planes. Las pérdidas y ganancias actuariales surgidas en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos afectos a los planes, se registran directamente en el epígrafe de “reservas – variación por resultados actuariales de pensiones” dentro del patrimonio neto. Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo actuarial por los servicios pasados y los activos afectos al plan es positiva, ésta se registra en el epígrafe “provisiones” del estado de situación financiera consolidado y si es negativa, en el epígrafe “deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del activo del 44 estado de situación financiera consolidado, en este último caso, siempre que dicha diferencia sea recuperable para el Grupo normalmente mediante deducción en las aportaciones futuras. El impacto de estos planes en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada no es significativo (véase nota 16). Igualmente se sigue el criterio de registrar las prestaciones por terminación de empleo cuando exista un acuerdo con los trabajadores de forma individual o colectiva o una expectativa cierta de que se alcanzará dicho acuerdo que permite a los mismos, de forma unilateral o por mutuo acuerdo con la empresa, causar baja en el Grupo recibiendo a cambio una indemnización o contraprestación. En caso de que sea necesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la provisión en aquellas situaciones en las que el Grupo ha decidido que dará su consentimiento a la baja de los trabajadores una vez solicitada por ellos. En todos los casos en que se registran estas provisiones existe una expectativa por parte de los trabajadores de que estas bajas anticipadas se realizarán. Provisiones por desmantelamiento El Grupo puede tener la obligación de desmantelar ciertos activos y restaurar el sitio en el que están emplazados de acuerdo con las estipulaciones de los contratos firmados al efecto relacionados con dichos activos. El Grupo en esas circunstancias reconoce un pasivo por el valor actual estimado de las obligaciones de desmantelamiento y restauración de esos activos a lo largo del periodo en el que se devenga, que suele estar asociado al periodo de construcción del activo. El pasivo así registrado se registra igualmente como mayor valor del activo durante el periodo de construcción y se amortiza de forma lineal, a partir de la puesta en marcha, en el periodo de vida estimado para dicho activo. La provisión por desmantelamiento se ajusta al cierre de cada ejercicio si se producen cambios en las estimaciones respecto de los flujos de caja estimados o de las tasas de descuento aplicadas hasta esa fecha. El incremento en la provisión por desmantelamiento producido por el efecto financiero del paso del tiempo se registra en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio en el que se devenga dentro del epígrafe “Gastos financieros”. El pasivo por la provisión por desmantelamiento representa la mejor estimación de la Dirección del Grupo del coste actual de cancelar la obligación del valor al que una tercera parte estaría dispuesta a asumir dicha obligación a la fecha de cierre del estado de situación financiera consolidado. 45 Provisiones para responsabilidades El Grupo efectúa dotaciones a la provisión para riesgos y gastos por los importes estimados en relación con los compromisos adquiridos en concepto de garantías por las instalaciones y maquinaria vendidas, de acuerdo con lo estipulado en los contratos de venta. L) Subvenciones Las subvenciones oficiales relacionadas con el inmovilizado material e intangible se consideran ingresos diferidos, se clasifican dentro del epígrafe “Otros pasivos no corrientes” del estado de situación financiera consolidado y se llevan a resultados a lo largo de las vidas útiles previstas de los activos asociados bajo el epígrafe de “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. M) Reconocimiento de ingresos Los ingresos se calculan al valor razonable de la contraprestación cobrada o a cobrar y representan los importes a cobrar por los bienes entregados y los servicios prestados en el marco ordinario de la actividad, menos descuentos, IVA y otros impuestos relacionados con las ventas. Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio de devengo, esto es, cuando se produce la corriente real de bienes y servicios que representan y con independencia del momento en que se produce la corriente monetaria o financiera derivada de ellos. El Grupo identifica y separa los distintos compromisos de transferencia de un bien o servicio contemplados en un contrato. Esto implica el reconocimiento por separado de ingresos de cada una de las obligaciones que se pudieran identificar de forma individualizada dentro de un mismo contrato principal. Asimismo, el Grupo estima el precio de cada uno de los contratos que se han identificado teniendo en cuenta, además del precio inicial acordado en el contrato, el importe de las contraprestaciones variables, el valor temporal del dinero (en los casos en los que se considera que existe un componente de financiación significativo) y contraprestaciones no monetarias. En los casos en los que el importe sea variable o bien se corresponda con reclamaciones no aprobadas, el importe se estima siguiendo el enfoque que mejor permita predecir aquel al que el Grupo va a tener derecho, utilizando un valor esperado en función de la probabilidad o bien mediante el importe único más probable. Dicha contraprestación solo se reconocerá en la medida en que se considere que es altamente probable que no se produzca una reversión significativa de los ingresos reconocidos cuando se resuelva la incertidumbre asociada. 46 Cuando el Grupo actúa como principal, reconoce las ventas y compras de energía por el importe bruto de la contraprestación a la que espera tener derecho a cambio de bienes o servicios transferidos, mientras que cuando actúa como agente, reconoce los ingresos ordinarios por el importe de cualquier pago o comisión a la que espere tener derecho a cambio de organizar para un tercero el suministro de esos bienes o servicios. Ingresos por ventas de energía La cifra de ingresos incluye el importe tanto de las ventas de electricidad en mercados regulados como de las ventas realizadas en el mercado liberalizado, generadas tanto por las sociedades que tienen instalaciones de generación como las obtenidas a través del negocio de comercialización de energía. En cuanto a las ventas de electricidad por generación, las realizadas en mercados regulados o a través de la formalización de contratos de suministro de energía a largo plazo incorporan precios de venta de la energía y de sus complementos a un precio preestablecido. Para aquellos proyectos que venden energía sin este tipo de contratos, el precio de venta de la energía y sus complementos varían a lo largo del proyecto en función de los precios de cotización del mercado (“ pool ”) en cada momento. Las ventas de energía, junto con los complementos asociados a ésta, se registran como ingreso en el momento de la entrega al cliente y en función del volumen de electricidad suministrado a sus clientes, momento en el que se satisfacen las obligaciones del desempeño durante el periodo e incluye, para las ventas de comercialización de energía, una estimación de la energía que se encuentra pendiente de facturación al cierre del ejercicio. En este sentido, en el negocio de comercialización, el Grupo actúa como principal del contrato mientras que, en su papel de representación del mercado, la sociedad comercializadora del Grupo actúa como agente del contrato. De acuerdo con lo establecido en el RD 413/2014, las instalaciones de generación de energía renovable en España reciben determinados incentivos, estableciendo que, adicionalmente a la retribución por la venta de energía generada valorada a precio de mercado, las instalaciones podrán percibir una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia (retribución a la inversión) que cubra, cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo (IT) que no pueden ser recuperados por la venta de energía y un término a la operación (retribución a la operación) que cubra en su caso la diferencia entre costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación. El RD establece, asimismo, que mediante orden ministerial se actualizarán determinados parámetros retributivos en cada semiperíodo regulatorio. En este sentido, el 8 de julio de 2023 se publicó la orden TED/741/2023 por la que se aprueban los parámetros definitivos aplicables al actual semiperiodo regulatorio (2023-2025). En el mencionado RD 413/2014 se regula el procedimiento a seguir en el caso en el que los precios reales del mercado correspondientes a los distintos semiperíodos de la vida útil regulatoria del activo resultaran inferiores (ajustes positivos) o superiores (ajustes negativos) a los precios estimados por el regulador al inicio del semiperíodo regulatorio y que fueron utilizados en la determinación de los incentivos a percibir. El Grupo ha adoptado el criterio de registro para las diferencias positivas y negativas derivadas del ajuste por desviaciones de precios de mercado en España reconocido en el marco regulatorio actual (véase Anexo V) según lo establecido en el documento “Criterio para contabilizar el “Valor de los ajustes por desviaciones en el precio del mercado” (Vadjm), de acuerdo con el artículo 22 del real decreto 413/2014” publicado por la CNMV el 22 de octubre de 2021, en virtud del cual: 47 - Con carácter general, reconoce en el estado de situación financiera consolidado cada una de las desviaciones del mercado, positivas y negativas, que surgen al amparo del RD 413/2014 con contrapartida en el importe neto de la cifra de negocios. - No obstante si, a lo largo de la vida regulatoria residual de los activos, el Grupo considerase, de acuerdo con su mejor estimación de la evolución futura de los precios de mercado de la energía y otros factores cualitativos, que sería altamente probable la obtención de rentabilidades del mercado superiores a las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo tanto, abandonar el régimen retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en el mismo, en esa situación no se sigue el criterio general y se reconoce sólo el activo en caso de generarse desviaciones del mercado positivas. En el Anexo VI a las presentes cuentas anuales consolidadas se desglosa el VNA para cada instalación tipo en la que opera el Grupo, establecido en la última actualización de parámetros publicada. Así, en aplicación de lo establecido en dicha publicación, el Grupo registra dentro del epígrafe “Importe neto de la cifra de negocios” de la cuenta de resultados consolidada del ejercicio todas las desviaciones, positivas o negativas, excepto para aquellas IT que el Grupo estime que es altamente probable que durante la vida útil regulatoria remanente obtendrán rentabilidades directamente del mercado superiores a las garantizadas por el RD 413/2014. Esta situación se da en aquellas instalaciones tipo (IT) en las que, considerando la previsión de precios de mercado y otros factores cualitativos, la Dirección del Grupo estima, al cierre del ejercicio, que en la revisión de parámetros retributivos correspondiente al siguiente semiperiodo regulatorio es altamente probable que no se obtenga retribución a la inversión (por ejemplo, cuando la VNA asociada es cero). En estos casos se considera que la valoración asignable al pasivo asociado al ajuste por desviaciones por precios de mercado es cero y, por tanto , se regularizan en ese momento las diferencias negativas existentes hasta esa fecha a través del mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada y conforme a lo establecido por la NIC 8 respecto de un cambio en las estimaciones. La previsión de precios de mercado aplicables utilizados por el Grupo está confeccionada a partir de las cotizaciones de mercados a plazo obtenidas de la plataforma de OMIP en cada cierre del ejercicio. En sentido contrario, si como consecuencia de las oscilaciones de precio de mercado a futuro, diferencias negativas valoradas a cero conforme a lo comentado en los párrafos anteriores recuperasen valor como consecuencia en el cambio de expectativas respecto del valor del VNA del IT asociado o de la expectativa de cobro de retribución a la inversión, dicha modificación se registraría igualmente como un cambio en estimaciones conforme a lo indicado en la NIC 8. Los activos y pasivos derivados de ajustes por desviaciones sobre el precio de mercado netos surgidos hasta la última revisión de parámetros retributivos revierten de forma lineal durante la vida regulatoria restante de la IT a la que se encuentra asociado. Por su parte, el activo o pasivo neto que se va constituyendo durante el 48 semiperiodo regulatorio corriente comienza a revertirse, con el mismo criterio, a partir del inicio del siguiente semiperiodo regulatorio. El activo originado como consecuencia de diferencias positivas derivadas del ajuste por desviaciones de precio de mercado se registra en el epígrafe “Otros activos no corrientes” del estado de situación financiera consolidado o como “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” en función de si la fecha esperada de cancelación sucede en los 12 meses siguientes a la fecha de cierre de los estados financieros consolidados. Por su parte, el pasivo originado como consecuencia de diferencias negativas derivadas de este mecanismo se registra en el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” o como “Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar” atendiendo igualmente a la fecha esperada de su cancelación. A 31 de diciembre de 2024 la situación actual del mercado energético, la evolución esperada de precios de energía en el corto y medio plazo, el análisis de otros factores cualitativos y el análisis de la orden de actualización de parámetros publicada el 8 de julio de 2023 han puesto de manifiesto: - La práctica totalidad de las instalaciones tipo (IT) operadas por el Grupo en España han dejado de percibir retribución a la inversión al menos durante el siguiente semiperiodo regulatorio (2023-2025). Tan sólo el negocio de biomasa mantiene cierto nivel de retribución. - El valor de las diferencias acumuladas por desviaciones de precio de las instalaciones eólicas tipo IT- 00657 en las que el Grupo opera en España son positivas a la fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados. No obstante, el Grupo no ha registrado este activo por cuanto la evolución de los precios de la energía que estima la Dirección del Grupo al cierre del ejercicio anticipa el agotamiento del VNA en estas instalaciones y por tanto alcanzarían la rentabilidad mínima garantizada por el RD 413/2014 sin necesidad de recibir retribuciones complementarias del régimen regulatorio. - Para las instalaciones eólicas tipo IT-00658 e IT-00659, a diferencia de lo estimado al cierre del ejercicio 2023, dicha evolución de precios no garantiza la obtención de la rentabilidad mínima en el periodo de vida regulatoria y, por tanto, se ha procedido a reconocer las diferencias negativas acumuladas relacionadas con dichas instalaciones tipo a lo largo del ejercicio. El impacto del reconocimiento de estos importes ha supuesto un incremento del pasivo de 61 millones de euros que a su vez ha implicado una disminución del importe neto de la cifra de negocios y del resultado antes de impuestos por ese mismo importe. - Para las instalaciones tipo de biomasa, así como para las instalaciones eólicas IT-00660 al IT-00663, al igual que lo estimado al cierre del ejercicio 2023, abandonar el régimen retributivo sí podría tener consecuencias económicas más adversas que permanecer en el mismo, puesto que dicha actividad podría obtener retribuciones a la operación en el periodo restante de su vida regulatoria en función de los precios que apliquen durante ese periodo. En base a estas circunstancias, el Grupo tiene registrados a 31 de diciembre de 2024 un pasivo neto derivado del ajuste por desviaciones negativas de precios de mercado por importe de 23,6 millones de euros correspondientes a las instalaciones eólicas tipo IT- 00658 a la IT-00663 (que en general aportan al cierre un ajuste positivo, es decir, un activo de 5,0 millones de euros), así como las correspondientes al negocio de biomasa (que aportan un pasivo de 28,6 millones de euros al cierre del ejercicio). 49 A 31 diciembre de 2023, el Grupo tenía registrados pasivos netos por esta naturaleza por importe de 45,2 millones de euros correspondientes a las instalaciones eólicas tipo IT-00660 al IT-00663 y a las instalaciones tipo del negocio de biomasa (véase 11 y 20). Ingresos por construcción llave en mano El Grupo tiene como una de sus actividades la construcción llave en mano de parques eólicos y otras instalaciones de producción de energía. El Grupo sigue el criterio de reconocer los resultados de los contratos de construcción de acuerdo con el criterio del método del producto, en adelante grado de avance, determinado en función del porcentaje de costes incurridos respecto al total de costes estimados, de forma que los ingresos se reconocen en la cuenta de resultados en función del porcentaje de avance en costes (costes incurridos frente a los costes totales estimados en el contrato), aplicados sobre el total de ingresos del proyecto que se consideran altamente probables que se vayan a obtener del proyecto. Este criterio es de común aplicación en mercados de influencia anglosajona y contratos sin precios unitarios. Asimismo, en aquellos contratos en los que se considera que los costes estimados de un contrato superarán los ingresos derivados del mismo, las pérdidas esperadas se provisionan con cargo a la cuenta de resultados consolidada del ejercicio en que se conocen. Los ingresos ordinarios del contrato se reconocen considerando el importe inicial del contrato acordado con el cliente, así como las modificaciones y reclamaciones sobre el mismo en la medida en que sea altamente probable que de los mismos se vaya a obtener un ingreso, que sea susceptible de medición de forma fiable y que no suponga una reversión significativa en el futuro. Se considera que existe una modificación del contrato cuando hay una instrucción del cliente para cambiar el alcance del mismo. Se considera que existe una reclamación en los contratos cuando por causa del cliente o de terceros se producen costes no incluidos en el contrato inicial (demoras, errores en las especificaciones o el diseño, etc.) y el contratista tiene derecho a ser resarcido por los sobrecostes incurridos ya sea por el cliente o por el tercero causante de los mismos. Estas modificaciones y reclamaciones se incluyen como ingresos del contrato cuando el cliente ha aprobado los trabajos relacionados, bien de forma escrita, mediante acuerdo verbal o de manera tácita en virtud de las prácticas comerciales habituales, es decir, cuando se considera el cobro altamente probable y que no se va a producir una reversión significativa del ingreso en el futuro. 50 N) Impuesto sobre beneficios. Activos y pasivos por impuestos diferidos El impuesto corriente es la cantidad a pagar o a recuperar por el impuesto sobre las ganancias relativa a la ganancia o pérdida fiscal consolidada del ejercicio. Los activos o pasivos por impuesto sobre las ganancias corrientes se valoran por las cantidades que se espera pagar o recuperar de las autoridades fiscales, utilizando la normativa y tipos impositivos que están aprobados o estén a punto de aprobarse en la fecha de cierre. Los pasivos por impuesto diferido son los importes a pagar en el futuro en concepto de impuesto sobre sociedades relacionados con las diferencias temporarias imponibles mientras que los activos por impuesto diferido son los importes a recuperar en concepto de impuesto sobre sociedades debido a la existencia de diferencias temporarias deducibles, bases imponibles negativas compensables o deducciones pendientes de aplicación. A estos efectos se entiende por diferencia temporaria la diferencia existente entre el valor contable, de los activos y pasivos y su base fiscal. El impuesto sobre las ganancias corriente o diferido se reconoce en resultados, salvo que surja de una transacción o suceso económico que se ha reconocido en el mismo ejercicio o en otro diferente, contra patrimonio neto o de una combinación de negocios. Los activos por impuesto diferido y los pasivos por impuesto diferido se compensan si existe un derecho aplicable legalmente de compensar los activos por impuesto corriente con los pasivos por impuesto corriente y los impuestos diferidos se relacionan con la misma entidad sujeta a gravamen y la misma autoridad fiscal. Reconocimiento de pasivos por impuesto diferido El Grupo reconoce los pasivos por impuesto diferido en todos los casos excepto que: - surjan del reconocimiento inicial del fondo de comercio o de un activo o pasivo en una transacción que no es una combinación de negocios y en la fecha de la transacción no afecta ni al resultado contable ni a la base imponible fiscal; - correspondan a diferencias relacionadas con inversiones en sociedades dependientes, asociadas y negocios conjuntos sobre las que el Grupo tenga la capacidad de controlar el momento de su reversión y no fuese probable que se produzca su reversión en un futuro previsible. 51 Reconocimiento de activos por impuesto diferido El Grupo reconoce los activos por impuesto diferido siempre que: - resulte probable que existan ganancias fiscales futuras suficientes para su compensación o cuando la legislación fiscal contemple la posibilidad de conversión futura de activos por impuesto diferido en un crédito exigible frente a la Administración Pública. No obstante, los activos que surjan del reconocimiento inicial de activos o pasivos en una transacción que no es una combinación de negocios y en la fecha de la transacción no afecta ni al resultado contable ni a la base imponible fiscal, no son objeto de reconocimiento; - correspondan a diferencias temporarias relacionadas con inversiones en dependientes, asociadas y negocios conjuntos en la medida en que las diferencias temporarias vayan a revertir en un futuro previsible y se espere generar ganancias fiscales futuras positivas para compensar las diferencias. El Grupo reconoce la conversión de un activo por impuesto diferido en una cuenta a cobrar frente a la Administración Pública, cuando es exigible según lo dispuesto en la legislación fiscal vigente. A estos efectos, se reconoce la baja del activo por impuesto diferido con cargo al gasto por impuesto sobre beneficios diferido y la cuenta a cobrar con abono al impuesto sobre beneficios corriente. O) Saldos y transacciones en moneda extranjera Las operaciones realizadas en moneda distinta de la funcional de cada sociedad se registran en la moneda funcional según los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las diferencias que se producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra en vigor a la fecha de cobro o pago se registran como resultados financieros en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. Asimismo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar a 31 de diciembre de cada año en moneda distinta de la funcional se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas se registran, como norma general, como resultados financieros en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. P) Actividades con incidencia en el medio ambiente En general, se consideran actividades medioambientales aquellas operaciones cuyo propósito principal sea prevenir, reducir o reparar el daño sobre el medio ambiente. En este sentido, las inversiones derivadas de actividades medioambientales son valoradas a su coste de adquisición y activadas como mayor coste del inmovilizado en el ejercicio en el que se incurren. 52 Los gastos derivados de la protección y mejora del medio ambiente se imputan a resultados en el ejercicio en que se incurren, con independencia del momento en el que se produzca la corriente monetaria o financiera derivada de ellos. Las provisiones relativas a responsabilidades probables o ciertas, litigios en curso e indemnizaciones u obligaciones pendientes de cuantía indeterminada de naturaleza medioambiental, no cubiertas por las pólizas de seguros suscritas, se constituyen en el momento del nacimiento de la responsabilidad o de la obligación que determina la indemnización o pago. Q) Operaciones interrumpidas y activos y pasivos no corrientes mantenidos para la venta El Grupo clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta los activos materiales, intangibles, otros activos no corrientes o aquellos incluidos en el epígrafe Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación y los grupos de enajenación (grupo de activos que se van a enajenar junto con sus pasivos directamente asociados) para los cuales en la fecha de cierre del estado de situación financiera consolidado se han iniciado gestiones activas y a un precio razonable para su venta y se estima que la misma se llevará a cabo dentro de los doce meses siguientes a dicha fecha. A su vez, el Grupo considera operaciones discontinuadas las líneas de negocio relevantes que se han vendido o se ha dispuesto de ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para ser clasificadas como mantenidas para la venta, incluyendo, en su caso, aquellos otros activos que junto con la línea de negocio forma parte del mismo plan de venta o como consecuencia de compromisos adquiridos. Asimismo, se consideran operaciones en discontinuidad aquellas entidades adquiridas exclusivamente con la finalidad de revenderlas. Estos activos o grupos de enajenación se valoran por el menor del importe en libros o el valor estimado de venta deducidos los costes necesarios para llevarla a cabo y dejan de amortizarse desde el momento en que son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta, pero a la fecha de cada estado de situación financiera consolidado se realizan, en su caso, las correspondientes correcciones valorativas para que el valor contable no exceda el valor razonable menos los costes de venta. Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los pasivos directamente asociados a los mismos, así como aquellos activos netos de operaciones en discontinuidad, se presentan en el estado de situación financiera consolidado adjunto de la siguiente forma: los activos en una única línea denominada “Activos no corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas” y los pasivos también en una única línea denominada “Pasivos mantenidos para la venta y actividades interrumpidas”. Los resultados después de impuestos de las operaciones discontinuadas se presentan en una única línea de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada denominada “Resultado después de impuestos de actividades interrumpidas”. 53 A diciembre del presente ejercicio, el Grupo mantiene ciertos activos como mantenidos para la venta (ver nota 22). Estos activos no cumplen los requerimientos para ser considerados operaciones discontinuadas. R) Beneficio por acción El beneficio básico por acción se calcula como el cociente entre el beneficio neto del período atribuible a la Sociedad Dominante y el número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante dicho período, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominante en cartera de las sociedades del Grupo. Por su parte, el beneficio por acción diluido se calcula como el cociente entre el resultado neto del período atribuible a los accionistas ordinarios ajustados por el efecto atribuible a las acciones ordinarias potenciales con efecto dilutivo y el número medio ponderado de acciones en circulación durante el período, ajustado por el promedio ponderado de las acciones ordinarias que serían emitidas si se convirtieran todas las acciones ordinarias potenciales en acciones ordinarias de la Sociedad. A estos efectos se considera que la conversión tiene lugar al comienzo del período o en el momento de la emisión de las acciones potenciales, si éstas se hubiesen puesto en circulación durante el propio período. S) Estado de flujos de efectivo consolidado En el estado de flujos de efectivo consolidado, que se prepara de acuerdo con el método indirecto, se utilizan las siguientes expresiones en los siguientes sentidos: - Flujos de efectivo: entradas y salidas de dinero en efectivo y de sus equivalentes; entendiendo por éstos las alteraciones en su valor de las inversiones a corto plazo de gran liquidez. - Actividades de explotación: actividades típicas de la entidad, así como otras actividades que no pueden ser calificadas como de inversión o de financiación. Partiendo del resultado antes de impuestos de actividades continuadas, además de la corrección por “Amortización del inmovilizado”, a través de la partida “Otros ajustes del resultado (netos)” se realiza el traspaso de los pagos y cobros de intereses pues se muestran en esta misma rúbrica pero de forma separada, el traspaso de los resultados por enajenación de inmovilizado que se engloban en la rúbrica de actividades de inversión y, por último, las correcciones de resultados generados por sociedades puestas en equivalencia y, en general, de cualquier resultado que no sea susceptible de generar flujos de efectivo. - Actividades de inversión: las de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos a largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes. - Actividades de financiación: actividades que producen cambios en el tamaño y composición del patrimonio neto y de los pasivos que no forman parte de las actividades de explotación. 54 3.3 Estimaciones y juicios contables La información contenida en estas cuentas anuales consolidadas es responsabilidad de los Administradores de la Sociedad Dominante. En las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes a los ejercicios 2024 y 2023 se han utilizado estimaciones realizadas por la Dirección del Grupo para valorar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones, cuyo detalle se puede encontrar en las normas de valoración aplicables, se refieren a: - La valoración de activos con indicios de deterioro para determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos y el cálculo del valor recuperable (véase nota 3.2.E y 4) - La vida útil de los activos materiales e intangibles (véase nota 3.2.A, 3.2.D, 4 y 7). - Las hipótesis empleadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (véase nota 10, 11, 19 y 25). - La probabilidad de ocurrencia y el importe, en su caso, de los pasivos de importe indeterminado o contingentes (véase nota 3.2.K y 16). - Los costes futuros para el desmantelamiento de las instalaciones y restauración de terrenos (véase nota 3.2.K y 16). - Los resultados fiscales de las distintas sociedades del Grupo que se declararán ante las autoridades tributarias en el futuro que han servido de base para el registro de los distintos saldos relacionados con el Impuesto sobre Sociedades en las cuentas anuales consolidadas adjuntas y la recuperabilidad de los impuestos diferidos reconocidos (véase nota 3.2.N y 21). - Tasa incremental utilizada en la valoración de contratos de arrendamiento y la determinación del plazo de arrendamiento (véase nota 3.2.B y 5). - Energía pendiente de facturación suministrada a los clientes en el negocio de comercializadora (véase nota 3.2.M y 24). - La estimación del Valor Neto Actualizado (VNA, véase nota 2.2) y de la retribución a la inversión a obtener en cada una de las instalaciones tipo (IT) en las que opera el Grupo en España en el recálculo de parámetros del siguiente semiperiodo regulatorio (véase notas 11, 20 y Anexo VI). Estas estimaciones se realizaron utilizando la mejor información disponible a 31 de diciembre de 2024 y 2023 sobre los hechos analizados. No obstante, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en un futuro obliguen a modificarlas, lo que se haría, en su caso, conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva 55 y reconociendo los efectos del cambio en la estimación en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio afectado. Durante el ejercicio 2024 y 2023, no se han producido cambios significativos en las estimaciones contables realizadas en el ejercicio anterior. 3.4 Cambios en políticas contables y corrección de errores El efecto de este tipo de cambios y correcciones se registra, en aquellos casos en que sean significativos para el Grupo, contra reservas el efecto acumulado al inicio del ejercicio y en la cuenta de resultados consolidada el efecto del propio ejercicio. En estos casos, se re-expresan los datos financieros del ejercicio comparativo presentado junto al ejercicio en curso. Durante el ejercicio 2024, no ha habido cambios en las políticas contables ni correcciones de errores. 56 - 4 . Inmovilizado material El movimiento correspondiente a los ejercicios 2024 y 2023, tanto en valores de coste como de amortización acumulada y provisiones, se desglosa, en millones de euros, de la siguiente forma: Inmovilizado material Terrenos y construcciones Instalaciones técnicas y maquinaria Otras instalaciones Otro inmovilizado Anticipos e inmovilizado en curso Amortizaciones Provisiones Total Saldo a 31.12.2022 250 13.163 44 30 1.780 (5.936) (620) 8.711 Variaciones por cambio de perímetro 18 1.241 (557) (84) 618 Altas / Dotación 25 11 3 1.900 (417) (10) 1.512 Bajas (14) (2) 6 10 -- Traspasos (13) 438 3 2 (990) 319 (241) Diferencias de conversión y otros (1) (193) 1 (1) (61) 65 9 (181) Saldo a 31.12.2023 254 14.660 59 34 2.627 (6.520) (695) 10.419 Variaciones por cambio de perímetro (8) (407) (4) 198 8 (213) Altas / Dotación 10 234 1 3 1.415 (476) (40) 1.147 Bajas (57) (9) 40 196 170 Traspasos (2) 281 (25) (1) (1.323) 383 79 (608) Diferencias de conversión y otros 489 (1) 39 (94) (7) 426 Saldo a 31.12.2024 254 15.200 34 36 2.745 (6.469) (459) 11.341 Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2024 y 2023 son los siguientes: 2024 2023 Inmovilizado Material Coste Amortización y provisiones Total Coste Amortización y provisiones Total Terrenos y construcciones 254 (159) 95 254 (161) 93 Instalaciones técnicas y maquinaria 15.200 (6.699) 8.501 14.660 (6.971) 7.689 Otras instalaciones 34 (27) 7 59 (33) 26 Otro inmovilizado 36 (29) 7 34 (28) 6 Anticipos e inmovilizado en curso 2.745 (14) 2.731 2.627 (22) 2.605 Total 18.269 (6.928) 11.341 17.634 (7.215) 10.419 El principal movimiento del ejercicio 2024 se corresponde con las altas del epígrafe “Anticipos e inmovilizado en curso” debido a las inversiones en curso realizadas fundamentalmente en instalaciones de generación de energía eólica en Australia, Canadá, España y Croacia; instalaciones de generación fotovoltaica en Australia, Estados Unidos, India, España y República Dominicana; una instalación de biomasa en España; y sistemas de almacenamiento de energía con baterías en Estados Unidos. Además, en el presente ejercicio se han traspasado elementos del inmovilizado material, principalmente en la partida de Instalaciones técnicas junto con su Amortización acumulada al epígrafe de Activos mantenidos para la venta por valor de 604 millones de euros (ver nota 22). 57 Adicionalmente, se han producido bajas en variaciones de perímetro relacionadas con procesos de venta de compañías del Grupo, principalmente el Subgrupo Acciona Saltos de Agua comentado en la nota 2.3.g, en el epígrafe de Instalaciones técnicas junto con su amortización acumulada por valor de 210 millones de euros. El principal aumento en la partida de Instalaciones técnicas y maquinaria se debe a la adquisición de dos parques eólicos en funcionamiento en Estados Unidos denominados “Green Pastures” que incorporan un inmovilizado material al Grupo por valor de 200 millones de euros. Durante el ejercicio 2024 se ha traspasado el importe de 1.320 millones de euros desde la partida de Inmovilizado en curso a la partida de Instalaciones técnicas y otras instalaciones, principalmente por la entrada en funcionamiento de las plantas fotovoltaicas de Red Tailed Hawk y Union en Estados Unidos, Escepar y Peralejo en España y un parque eólico ubicado en Perú denominado San Juan de Marcona. En el apartado Diferencias de conversión y otros del ejercicio 2024 se incluye principalmente el efecto positivo de la variación del tipo de cambio del periodo que se ha generado fundamentalmente en las instalaciones situadas en Estados Unidos, Chile, Perú y México, cuyos estados financieros se integran en dólares estadounidenses, por haberse apreciado frente al euro en el ejercicio; por otro lado, las instalaciones presentes en Australia y Canadá presentan efecto negativo debido a la depreciación de sus divisas frente al euro en el ejercicio. Además, en este epígrafe se registran las variaciones en el activo relacionadas con las provisiones de desmantelamiento de los parques del Grupo donde el principal efecto en este ejercicio es el incremento en el valor de las provisiones por desmantelamiento en España, Estados Unidos y Perú (véase nota 16). Durante el ejercicio 2024 las sociedades han activado como mayor valor del inmovilizado material gastos financieros por importe de 108 millones de euros (66 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 ) en las instalaciones en construcción en Australia, Estados Unidos, España y Canadá principalmente (véase nota 27). A 31 de diciembre de 2024, el Grupo tiene activos materiales inmovilizados que corresponden principalmente a instalaciones de generación de energía eólica y solar fotovoltaica ubicadas en diversas zonas geográficas con diversos entornos regulatorios. A 31 de diciembre de 2024, hay deterioros registrados por importe de 459 millones de euros (695 millones de euros a 31 de diciembre de 2023) que corresponden a deterioros surgidos tanto en el área internacional (Estados Unidos, Ucrania, Portugal, Polonia, Australia e Italia, principalmente) como en los activos españoles, estos últimos surgidos fundamentalmente tras el cambio regulatorio habido en los años 2012 y 2013. Del total del deterioro, 271 millones de euros son no reversibles (306 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). El Grupo, de acuerdo a los procedimientos internos establecidos al respecto, analiza la evolución de la rentabilidad de los principales activos, evaluando el cumplimiento o, en su caso, la aparición de desviaciones en las principales hipótesis y estimaciones que subyacen en los test de deterioro, así como la existencia de cambios relevantes referentes al entorno regulatorio, económico o tecnológico, en los mercados en los que los activos operan, para la adecuada actualización de las provisiones por deterioro durante el periodo. Durante el ejercicio 2024, se han registrado los siguientes importes en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada en el epígrafe de Resultado por deterioro de activos: Tecnología/Geografía España Internacional Total Hidraúlica 154 154 Eólica (32) (4) (36) Fotovoltaica 1 16 17 Biomasa 3 3 Desarrollo (4) (4) Total 126 8 134 58 España El Grupo ha registrado un deterioro por valor de 32 millones de euros como consecuencia del inicio de la repotenciación de cinco parques eólicos en el área de Tahivilla, en la provincia de Cádiz, sin haber llegado al final de la vida útil inicialmente estimada para los mismos. Adicionalmente, se ha registrado una reversión de provisiones en activos hidráulicos por valor total de 154 millones de euros que corresponde, por una lado, a los activos hidráulicos de las filiales vendidas del Subgrupo ASA (nota 2.3.g) por importe de 76 millones de euros, y por otro lado un importe de 78 millones de euros relacionado con los activos hidráulicos de la filial Corporación Acciona Hidráulica, S.A., que actualmente se encuentran mantenidos para la venta (nota 22), debido a los valores de mercados obtenidos en las ofertas recibidas en cada momento. Además, en el presente ejercicio, se ha actualizado los test de deterioro asociados a los activos de generación de energía biomasa operativos ubicados en España debido a las modificaciones regulatorias comentadas en el Anexo V, principalmente por la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible. El resultado ha llevado a una reversión de deterioro de inmovilizado por valor de 3 millones de euros. Internacional El Grupo cuenta con 6 plantas fotovoltaicas en Ucrania que entre ellas suman una potencia de 100 Mw. Tras el estallido de la guerra en febrero de 2022, el Grupo realizó un test de impairment debido a la ley Marcial aprobada en el país que limitaba tanto la producción como el cobro de la energía; además, las consecuencias bélicas hicieron disminuir la normal producción de las plantas. Como consecuencia de ello, el Grupo registró un deterioro de valor por importe de 35 millones de euros en las cuentas anuales consolidadas del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2022. En base a la positiva evolución tanto a nivel de producción, con una producción prácticamente similar a la anterior de la guerra, como a nivel de flujo de caja, con unos cobros en el ejercicio en torno al 50% de la facturación y una importante recuperación de importes no cobrados en los ejercicios anteriores, y todo ello a pesar de que la situación bélica persiste, el Grupo ha decidido revaluar el deterioro de las plantas en el presente ejercicio. Las principales hipótesis utilizadas en los flujos de caja son: - Las producciones asociadas a cada instalación, en la que se ha considerado la mejor estimación de la Dirección del Grupo del recurso a largo plazo esperado en cada emplazamiento ajustado por las desviaciones históricas que se hayan producido anualmente, pero sin ninguna disminución a causa del conflicto bélico. - Precios. El precio que obtienen las plantas se basa en un modelo feed in tariff referenciado al euro a un precio fijo que finaliza en 2030. Posteriormente a esa fecha, las instalaciones reciben por la 59 producción generada el precio de mercado hasta el final de su vida útil, precio de mercado estimado por la Dirección del Grupo en base a la información disponible actualmente. En el test realizado, la cobrabilidad del año hasta el final del FeedInTariff se ha establecido en aproximadamente un 45% de la facturación y una recuperación del importe restante no cobrado en el año a lo largo de los 3 ejercicios siguientes. - Los costes operativos de cada instalación basados en las mejores estimaciones de la dirección y su experiencia considerando los contratos existentes y los incrementos esperados como consecuencia de la inflación. No se han considerado en ningún caso sinergias o ahorros de coste futuros como consecuencia de actuaciones futuras o previstas. Las estimaciones de coste se han realizado de forma consistente con el pasado reciente y considerando los activos en su actual situación. - La tasa de descuento utilizada para actualizar los flujos de los activos mencionados ha sido un 18,5% (post-tax) y un 19,93% (pre-tax). Del análisis realizado, el impacto ha sido una reversión de deterioro por valor de 16 millones de euros. Adicionalmente, el Grupo ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad del resultado del test de deterioro a variaciones razonables en las siguientes hipótesis: Hipótesis Oscilación Total (millones de euros) Tasa de descuento -0,50% 1,0 0,50% (0,9) Curva de precios -2,50% (0,4) 2,50% 0,4 Producción -2% (1,1) 2% 1,1 Los resultados de estos análisis de sensibilidad indican que: - Con una variación en las tasas de descuento de +0,5% y -0,5% se produciría una menor reversión de deterioro por valor de 0,9 millones de euros y mayor reversión por valor de 1 millón de euros, respectivamente. - Asimismo, variaciones al alza y a la baja de un 2,5% en las tarifas del pool resultarían en una mayor reversión por importe de 0,4 millones de euros y una menor reversión por importe de -0,4 millones de euros respectivamente - Por último, variaciones al alza y a la baja de un 2% en la producción estimada de los activos resultarían en una mayor reversión por importe de 1,1 millones de euros y una menor reversión por importe de -1,1 millones de euros. El importe de los activos materiales en explotación totalmente amortizados presentes en el actual epígrafe a 31 de diciembre de 2024 asciende a 170 millones de euros, estando la mayor parte de los mismos en uso (182 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). 60 El principal movimiento del ejercicio 2023 se correspondió con las altas por las variaciones de perímetro, principalmente relacionadas con las incorporaciones por el método de integración global de las sociedades Energías Renovables Mediterráneas, S.A. en España y Moura Fabrica Solar, Lda. en Portugal. Adicionalmente, las altas del epígrafe “Anticipos e inmovilizado en curso” se correspondieron con las inversiones en curso realizadas fundamentalmente en instalaciones de generación de energía eólica en Australia, Canadá, Perú y Croacia; instalaciones de generación fotovoltaica en Estados Unidos, España, República Dominicana y Australia; y una instalación de biomasa en España. Además, en el ejercicio anterior se traspasaron elementos del inmovilizado material, principalmente en la partida de Instalaciones técnicas junto con su amortización acumulada, por valor de 247 millones de euros al epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22). Durante el ejercicio anterior, se traspasaron 990 millones de euros desde la partida de Inmovilizado en curso a la partida de Instalaciones técnicas y otras instalaciones, principalmente por la entrada en funcionamiento de las plantas fotovoltaicas de Fort Bend y High Point en Estados Unidos, Bolarque en España y Calabaza en República Dominicana; el parque eólico de Mortlake en Australia y el sistema de almacenamiento de energía con baterías Cunningham en Estados Unidos. En el apartado "Diferencias de conversión y otros" del ejercicio 2023 se incluía principalmente el efecto de la variación del tipo de cambio del periodo que se generó fundamentalmente en las instalaciones situadas en Estados Unidos, Chile y México, cuyos estados financieros se integran en dólares estadounidenses, además de las instalaciones presentes en Sudáfrica y Australia por haberse depreciado sus divisas frente al euro en el ejercicio. Las sociedades del Grupo mantienen a 31 de diciembre de 2024 compromisos de adquisición de bienes de inmovilizado material por importe de 468 millones de euros por las instalaciones eólicas, fotovoltaicas, de almacenamiento de energía con baterías y de biomasa actualmente en construcción en Australia, Estados Unidos, Canadá, India, España y República Dominicana, principalmente. La cantidad comprometida a 31 de diciembre de 2023 ascendió a 802 millones de euros, principalmente en las instalaciones eólicas, fotovoltaicas y de biomasa que estaban en construcción en Canadá, España, Estados Unidos, Australia y Croacia. El Grupo tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos elementos de su inmovilizado material, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidos. A 31 de diciembre de 2024 el importe neto de activos materiales que se encuentran en garantía de deudas de financiación asociadas a un proyecto específico en el presente epígrafe es de 941 millones de euros (1.082 millones de euros en 2023). El Grupo mantiene hipotecados terrenos y edificios en garantía de préstamos concedidos, cuyo valor neto contable en libros a 31 de diciembre de 2024 asciende a 15 millones de euros (19 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). 61 5. Arrendamientos a) Activos por Derechos de Uso El movimiento habido durante los ejercicios 2024 y 2023 ha sido el siguiente: . Derechos de Uso Terrenos y bienes naturales Construcciones Instalaciones técnicas Maquinaria y elementos de transportes Amortización Total Saldo a 31.12.2022 413 17 20 10 (84) 376 Variaciones por cambio de perímetro 23 23 Altas / Dotación 113 5 5 (26) 97 Bajas (1) (1) (1) 2 (1) Traspasos (14) 4 (10) Diferencias de conversión y otras (7) (2) (9) Saldo a 31.12.2023 527 21 20 14 (106) 476 Variaciones por cambio de perímetro (9) 1 (8) Altas / Dotación 56 3 4 (28) 35 Bajas (5) (3) (7) 6 (9) Traspasos (2) 1 (1) Diferencias de conversión y otras 12 (1) (4) 7 Saldo a 31.12.2024 579 21 19 11 (130) 500 . Los principales alquileres en los que el Grupo actúa como arrendatario y registrados en este epígrafe se corresponden con alquileres de terrenos donde se asientan instalaciones de generación de energía, oficinas y otras instalaciones. Las altas acaecidas en el ejercicio 2024 provienen principalmente del reconocimiento de nuevos contratos de alquiler en el epígrafe de “Terrenos y bienes naturales” por 45 millones de euros, fundamentalmente asociados a parques eólicos y plantas fotovoltaicas ubicados en Estados Unidos e India; y por el reconocimiento de nuevos contratos de alquiler en el epígrafe de “Construcciones” y “Elementos de transporte” por importe de 5 millones de euros por nuevos contratos de alquiler de oficinas ubicados en Australia fundamentalmente, y de vehículos en España, principalmente. El resto de las altas son debidas a modificaciones posteriores a los contratos de arrendamiento ya existentes, principalmente por cambios en los pagos futuros por actualización de índices indicados en contrato (IPC) y/o ampliaciones de plazo. Las principales bajas de contratos de arrendamiento se deben a rotación y/o finalización de los contratos de arrendamiento de vehículos. Las altas acaecidas en el 2023 provenían principalmente del reconocimiento de nuevos contratos de alquiler en el epígrafe de “Terrenos y bienes naturales” por 88 millones de euros, fundamentalmente asociados a parques eólicos y plantas fotovoltaicas ubicados en Australia, Estados Unidos, República Dominicana y España, y por el reconocimiento de nuevos contratos de alquiler en el epígrafe de “Construcciones” por importe de 4 millones de euros por nuevos contratos de alquiler de oficinas ubicados en Estados Unidos y Portugal, 62 fundamentalmente. El resto de las altas fueron debidas a modificaciones posteriores a los contratos de arrendamiento ya existentes, principalmente por cambios en los pagos futuros por actualización de índices indicados en contrato (IPC). Adicionalmente, el Grupo incorporó Activos por derecho de uso debido al cambio de método de consolidación de las sociedades de Renomar en España y Moura en Portugal, así como por la compra del Grupo Solideo. Además, en dicho ejercicio se traspasaron activos por derecho de uso, principalmente Terrenos junto con su amortización acumulada, por valor de 10 millones de euros al epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22). El detalle del valor neto contable de los derechos de uso clasificados de acuerdo a la naturaleza del activo subyacente a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente en millones de euros: 2024 2023 Derechos de uso Coste Amortización Total Coste Amortización Total Terrenos y bienes naturales 579 (104) 475 527 (80) 447 Construcciones 21 (10) 11 21 (8) 13 Instalaciones técnicas 19 (10) 9 20 (9) 11 Elementos de transporte 11 (6) 5 14 (9) 5 Total 630 (130) 500 582 (106) 476 El Grupo se ha acogido a las exenciones de contratos de corto plazo y de activos de bajo valor (véase nota 3.2 b)), siendo el gasto reconocido por contratos de corto plazo de 1,1 millones de euros en el ejercicio 2024 (1,4 millones de euros en el ejercicio 2023) y por los contratos relativos a activos de bajo valor de 0,5 millones de euros en ambos ejercicios. En el ejercicio 2024, el Grupo ha registrado en la cuenta de pérdidas y ganancias gasto por intereses y por amortización por importe de 36 y 28 millones de euros, respectivamente, asociados a estos contratos de arrendamientos (31 y 26 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2023). El importe total de salidas de efectivo por arrendamientos asciende a 49 millones de euros en ejercicio 2024 (48 millones de euros en el ejercicio 2023). Durante los ejercicios 2024 y 2023, no han existido deterioros registrados en la cuenta de pérdida de ganancias consolidada del Grupo. 63 b) Obligaciones por arrendamiento no corrientes y corrientes El saldo de pasivo asociado a contratos de arrendamiento, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se detalla a continuación, en millones de euros: 2024 2023 Corriente No corriente Total Corriente No corriente Total Obligaciones por arrendamiento 18 538 556 19 495 514 Total pasivo por arrendamientos 18 538 556 19 495 514 El Grupo no cuenta con contratos de arrendamiento que contengan garantías de valor residual significativas. El vencimiento de las “Obligaciones por arrendamiento” del Grupo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente en millones de euros: 2024 2023 Vencimiento Valor nominal Valor nominal Menos de un año 51 47 Entre uno y cinco años 200 184 Más de cinco años 881 822 Total 1.132 1.053 . 6. Fondo de comercio El movimiento correspondiente al ejercicio 2023 en este capítulo del estado de situación financiera consolidado adjunto ha sido, en millones de euros, el siguiente: Saldo a 31.12.2022 Altas Deterioros Variación del perímetro Otras variaciones Saldo a 31.12.2023 Subgrupo Solideo -- 13 13 Total -- -- -- 13 -- 13 64 El movimiento correspondiente al ejercicio 2024 en este capítulo del estado de situación financiera consolidado adjunto ha sido, en millones de euros, el siguiente: Saldo a 31.12.2023 Altas Deterioros Variación del perímetro Otras variaciones Saldo a 31.12.2024 Subgrupo Solideo 13 13 Total 13 -- -- -- -- 13 En relación al fondo de comercio registrado, a 31 de diciembre de 2024 no se han puesto de manifiesto circunstancias que indiquen que las hipótesis y asunciones consideradas en el momento de la adquisición hayan sufrido variaciones relevantes. 7. Otros activos intangibles El movimiento habido durante los ejercicios 2024 y 2023 ha sido el siguiente: Otros activos intangibles Desarrollo Concesiones Otros Aplicaciones informáticas Amortización Provisiones Total Saldo a 31.12.2022 17 309 5 44 (144) (2) 229 Variación de perímetro 1 1 Altas / Dotación 1 15 14 (29) (1) -- Traspasos (8) 1 (7) Diferencias de conversión y otras 1 (11) 4 2 (4) Saldo a 31.12.2023 19 306 5 58 (168) (1) 219 Variación de perímetro (11) 1 (10) Altas / Dotación 1 10 19 (32) (2) Bajas (1) (1) Traspasos (19) 3 (16) Diferencias de conversión y otras 8 (1) (4) 3 Saldo a 31.12.2024 20 293 5 76 (200) (1) 193 . Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2024 y 2023 son los siguientes: 2024 2023 Otros activos intangibles Coste Amortización y provisiones Total Coste Amortización y provisiones Total Desarrollo 20 (12) 8 19 (11) 8 Concesiones 293 (143) 150 306 (124) 182 Otros 5 (4) 1 5 (2) 3 Aplicaciones informáticas 76 (42) 34 58 (32) 26 Total 394 (201) 193 388 (169) 219 65 El desglose del epígrafe de concesiones a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente: 2024 2023 Concesiones Coste Amortización y provisiones Total Coste Amortización y provisiones Total Concesiones intangibles (CINIIF12) 119 (65) 54 111 (55) 56 Otras concesiones 174 (78) 96 195 (69) 126 Total 293 (143) 150 306 (124) 182 El epígrafe “Concesiones” incluye, principalmente, aquellos activos concesionales en los que el riesgo de recuperación del activo es asumido por el Grupo, como operador. Incluye, además, el coste de las concesiones administrativas para las centrales hidroeléctricas, los derechos expectantes y activos intangibles identificables para el desarrollo de proyectos renovables futuros adquiridos a terceros mediante la adquisición de participaciones en sociedades titulares de esos derechos a través de combinaciones de negocios. La única concesión registrada bajo CINIIF 12 a nivel atribuible corresponde a una instalación eólica en Costa Rica operada por la sociedad Consorcio Eólico Chiripa, participada por el Grupo en un 65%. La mencionada concesión es para la construcción y operación del parque eólico de Chiripa por un periodo de 20 años, hasta 2033, estando actualmente en operación. Los movimientos más significativos del ejercicio 2024 se corresponden con las altas sobre activos intangibles identificables para el desarrollo de proyectos renovables futuros adquiridos mediante la adquisición de participaciones en sociedades titulares de dichos derechos (principalmente en República Dominicana y Filipinas) y con aplicaciones informáticas que tienen como objetivo la mejora en los procesos de digitalización de gestión de la energía que está llevando a cabo el Grupo en España, principalmente. Igualmente, cabe destacar los traspasos realizados con destino al inmovilizado material en relación con derechos expectantes asociados por valor de 13 millones de euros, debidos, principalmente, a la puesta en marcha del parque eólico San Juan de Marcona en Perú, por 10 millones de euros. Además, se han traspasado activos intangibles por un valor neto de 3 millones de euros desde el epígrafe de Concesiones a Activos mantenidos para la venta (ver nota 22). En cuanto al ejercicio 2023, cabe destacar las altas sobre activos intangibles identificables para el desarrollo de proyectos renovables futuros adquiridos mediante la adquisición de participaciones en sociedades titulares de dichos derechos, principalmente en República Dominicana. Adicionalmente, se registra ron traspasos con destino al inmovilizado material por importe total neto de 6 millones de euros referentes a derechos expectantes asociados, principalmente a la puesta en marcha de las plantas fotovoltaicas de Bolarque en España y Calabaza en República Dominicana. Además, se traspasaron activos intangibles por valor de 1 millón de euros al epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22). 66 El importe de los activos intangibles en explotación totalmente amortizados presentes en este epígrafe a 31 de diciembre de 2024 asciende a 48 millones de euros, estando la mayor parte de los mismos en uso (44 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Durante el ejercicio 2024 no se han estimado deterioros significativos para los activos intangibles ni se han puesto de manifiesto minusvalías significativas no cubiertas con las provisiones existentes a 31 de diciembre de 2024. 8. Participación en empresas asociadas El movimiento existente en este epígrafe del estado de situación financiera consolidado adjunto durante los ejercicios 2024 y 2023 es el siguiente: Sociedad participada Saldo a 31.12.23 Participación en resultados antes de impuestos Dividendo Efecto impositivo y otras variaciones Saldo a 31.12.24 Parques Eólicos de Buio, S.L. 65 2 (16) (1) 50 Grupo Cathedral Rocks 16 1 (1) 16 Parque Eólico de Bobia y San Isidro, S.L. 5 1 (1) 5 Blue Canyon Winpower, LLC 1 (1) -- Grupo Energy Corp. Hungary 2 (2) -- Parque Eólico Adraño, S.L. 19 2 (5) 16 Grupo Eurovento 1 1 Alsubh Solar Power, S.A.E. 5 5 Sunrise Energy, S.A.E. 6 6 Rising Sun Energy, S.A.E. 5 1 6 AT Solar V, SAPI de CV 13 (7) 4 10 Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V. 16 (5) 3 14 Parque Eólico de Abara, S.L. 9 3 12 Power to Green Hydrogen Mallorca, S.L. 14 14 Eolink, S.A.S. 5 5 The Blue Circle, Pte. Ltd. 29 (4) 2 27 Nordex H2, S.L.U. 41 9 50 Medwind Energy, S.L. 29 (23) 6 Otros 8 1 (1) 2 10 Total participaciones entidades asociadas 289 (10) (46) 20 253 67 Sociedad participada Saldo a 31.12.22 Participación en resultados antes de impuestos Dividendo Efecto impositivo y otras variaciones Saldo a 31.12.23 Energías Renovables Mediterráneas, S.A. 101 39 (140) -- Parques Eólicos de Buio, S.L. 49 27 (24) 13 65 Amper Central Solar, S.A. 48 10 (58) -- Grupo Cathedral Rocks 18 1 (3) 16 Parque Eólico de Deva, S.L. 7 (7) -- Parque Eólico de Tea, S.L. 10 (10) -- Parque Eólico de Bobia y San Isidro, S.L. 8 1 (3) (1) 5 Parque Eólico Ameixenda Filgueira, S.L. 7 (7) -- Parque Eólico A Ruña, S.L. 5 (5) -- Blue Canyon Winpower, LLC 1 1 Grupo Energy Corp. Hungary 4 1 (2) (1) 2 Parque Eólico Virxe do Monte, S.L. 3 (3) -- Parque Eólico Adraño, S.L. 4 4 (7) 18 19 Grupo Eurovento 2 (1) 1 Parque Eólico Vicedo, S.L. 2 (2) -- Parque Eólico Currás, S.L. 2 (2) -- Alsubh Solar Power, S.A.E. 6 1 (2) 5 Sunrise Energy, S.A.E. 6 1 (1) 6 Rising Sun Energy, S.A.E. 6 1 (2) 5 AT Solar V, SAPI de CV 17 (2) (2) 13 Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V. 18 (1) (1) 16 Parque Eólico de Abara, S.L. 9 9 Power to Green Hydrogen Mallorca, S.L. 14 14 Eolink, S.A.S. 6 (1) 5 The Blue Circle, Pte. Ltd. 32 (2) (1) 29 Nordex H2, S.L.U. 34 7 41 Medwind Energy, S.L. 29 29 Otros 4 4 8 Total participaciones entidades asociadas 423 81 (40) (175) 289 Las participaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables en empresas asociadas se detallan en el Anexo III de esta memoria. El epígrafe “Efecto impositivo y otras variaciones” recoge, además del efecto impositivo del resultado del año, las variaciones por valoraciones de derivados y las diferencias de conversión, que ascienden a 4,2 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 (3,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). La información relativa a los instrumentos financieros derivados correspondientes a las sociedades contabilizadas por el método de la participación ha sido detallada en la nota 19. En el ejercicio 2024 no se han producido variaciones significativas en este epígrafe. Las principales variaciones registradas en el ejercicio 2023 fueron las operaciones de compra de las sociedades Med Wind Energy, S.L. y Amper Central Solar, Lda. 68 A continuación, se exponen, en proporción al porcentaje de participación en el capital de cada una de las entidades asociadas, el importe de los activos, pasivos, ingresos ordinarios y resultado de los ejercicios 2024 y 2023: Total 2024 Total 2023 ACTIVO Activos no corrientes 583 544 Activos corrientes 89 126 Total activo 672 670 PASIVO Patrimonio Neto 253 289 Pasivos no corrientes 308 325 Pasivos corrientes 112 56 Total pasivo y patrimonio neto 673 670 RESULTADO Importe neto de la cifra de negocios 75 204 Beneficio antes de impuestos (10) 81 No existen compañías asociadas que sean individualmente significativas para el Grupo. 9. Participación en operaciones conjuntas Las participaciones en operaciones conjuntas del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se exponen en el Anexo II de esta Memoria. Los importes más significativos integrados en los estados financieros consolidados de los ejercicios 2024 y 2023 en relación con estas participaciones conjuntas, se resumen a continuación: 2024 2023 Empresas U.T.E. y Comunidad de bienes Empresas U.T.E. y Comunidad de bienes Importe neto de la cifra de negocios 9 11 9 16 Beneficio bruto de explotación (3) (1) (2) 3 Beneficio neto de explotación (6) (1) (5) 3 Activos no corrientes 28 14 30 13 Activos corrientes 8 0 8 4 Pasivos no corrientes 18 16 27 17 Pasivos corrientes 19 4 19 5 No existen participaciones en operaciones conjuntas que sean significativas para el Grupo. 69 10. Activos financieros no corrientes y corrientes El desglose del saldo de este capítulo del estado de situación financiera consolidado a cierre del ejercicio 2024 y 2023, presentado por naturaleza y categorías a efectos de valoración, es el siguiente: 31.12.2024 Activos Financieros:Naturaleza / Categoría Activos financieros designados a valor razonable con cambios en resultados Activos financieros a valor razonable con cambios en el estado consolidado de ingresos y gastos reconocidos Activos financieros a coste amortizado Derivados de cobertura (Nota 19) Total Instrumentos de patrimonio -- Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas 81 81 Derivados 24 24 Otros activos financieros 20 20 Largo plazo / no corrientes -- -- 101 24 125 Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas 40 40 Otros créditos 38 38 Derivados 23 23 Otros activos financieros 46 46 Corto plazo / corrientes -- -- 124 23 147 Total -- -- 225 47 272 31.12.2023 Activos Financieros:Naturaleza / Categoría Activos financieros designados a valor razonable con cambios en resultados Activos financieros a valor razonable con cambios en el estado consolidado de ingresos y gastos reconocidos Activos financieros a coste amortizado Derivados de cobertura (Nota 19) Total Instrumentos de patrimonio 2 2 Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas 37 37 Derivados 24 24 Otros activos financieros 4 4 Largo plazo / no corrientes 2 -- 41 24 67 Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas 4 4 Otros créditos 54 54 Derivados 8 8 Otros activos financieros 89 89 Corto plazo / corrientes -- -- 147 8 155 Total 2 -- 188 32 222 En el epígrafe de “Otros créditos” a 31 de diciembre de 2024 y 2023 se registran principalmente depósitos que están pignorados en cumplimiento de las cláusulas de garantía de los contratos de financiación de proyectos de cada una de las instalaciones en explotación, remunerados a tipos de interés de mercado (véase nota 17). Durante los ejercicios 2024 y 2023 las principales variaciones se deben fundamentalmente a las 70 dotaciones y liberaciones de fondos de las cuentas de reserva del servicio de la deuda realizadas por parte de las sociedades del Grupo que han firmado o finalizado contratos de financiación a lo largo de dichos ejercicios. Adicionalmente, en el presente ejercicio se han reclasificado un importe de 22 millones de euros al epígrafe de Activos no corrientes mantenidos para la venta (ver nota 22) En el epígrafe “Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas” se incluyen, fundamentalmente, los créditos concedidos a sociedades que se integran por el método de participación, no eliminados en el proceso de consolidación y que devengan intereses anuales a tipos de mercado. El valor de mercado de estos activos no difiere sustancialmente del valor contabilizado. A 31 de diciembre de 2024 figura registrado en el epígrafe de “Otros activos financieros” del activo no corriente un importe de 17,7 millones de euros que corresponde a importes desembolsados en el presente ejercicio por sociedades del Grupo a Red Eléctrica Española con motivo de la resolución adoptada sobre la verificación de la energía exenta del mecanismo de minoración del periodo comprendido entre 16 de septiembre de 2021 y 31 de marzo de 2022 por la CNMC por la que modifica el total de energía cubierta. Esta resolución se encuentra recurrida ante las instancias judiciales y la dirección del Grupo estima que es probable que finalmente se recuperen los importes liquidados y por tanto el Grupo no sufra un quebranto patrimonial como consecuencia de la misma (véase Anexo V). Este epígrafe “Otros activos financieros” recoge en el corto plazo, principalmente, los depósitos y fianzas entregadas por el Grupo, entre las que destacan las entregadas por la sociedad filial del Grupo Acciona Green Energy Developments, S.A. para poder operar en los mercados de operaciones de energía eléctrica tanto diarios como a plazo. Igualmente se encuentran registradas imposiciones a corto plazo para la colocación de excedentes de tesorería. En el ejercicio 2024 no hay que resaltar ninguna variación significativa en los saldos que componen este capítulo del estado de situación financiera consolidado. Asimismo, no se han producido pérdidas por deterioro significativas en los saldos que componen los activos financieros no corrientes y corrientes. La jerarquía de valoración de los instrumentos financieros a valor razonable ha sido descrita en la nota 3.2 f). 11. Otros activos no corrientes La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2024 y 31 de diciembre de 2023 es la siguiente: . 71 2024 2023 Deudores a largo plazo 132 26 Derivados 107 119 Periodificaciones a largo plazo 17 9 Total deudores a largo plazo y otros activos no corrientes 256 154 . El epígrafe “Deudores a largo plazo” a 31 de diciembre de 2024 incluye un derecho de crédito de una filial chilena generado con la entidad reguladora del mercado energético chileno, que se encuentra garantizado por el Estado, y que deriva de una actualización pendiente de la tarifa asociada a un PPA concertado con esta por importe de 33,5 millones de euros (26,2 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Adicionalmente, en este apartado se recoge el activo acumulado derivado del ajuste por desviaciones en los precios de mercado establecido en la regulación española para los activos de generación renovable para el presente semiperiodo regulatorio (correspondiente a los ejercicios 2023 y 2024). A 31 de diciembre de 2024 el importe registrado por este concepto es de 98,8 millones de euros (véase Nota 3.2.l). Por otra parte, el epígrafe “Derivados” incluye el valor razonable correspondiente a derivados de compraventa de energía en diferentes países, principalmente: - 14,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 correspondiente al valor razonable de derivados sobre commodities contratados por filiales españolas del Grupo para el suministro de energía que les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de energía generada. Estos contratos se valoran a mercado. A 31 de diciembre de 2023 se encontraban registrados 19,8 millones de euros correspondientes a la valoración de los derivados designados de cobertura celebrados en España por la filial comercializadora del Grupo y relacionados con contratos de compra de energía a futuro que se liquidan por diferencias y que se contratan para eliminar el riesgo de precio respecto de contratos de entrega de energía a clientes a precio fijo. - 73,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 correspondientes al valor razonable de derivados sobre commodities contratados por filiales del Grupo en Australia, Estados Unidos, Canadá y Polonia para el suministro de energía que les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de energía generada (80,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Estos contratos se valoran a mercado . - 18,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 correspondiente al valor razonable de un derivado sobre commodities contratado por una filial chilena para el suministro de energía a un cliente a un precio fijo inflactado (19,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Este contrato se valora a mercado y los cambios de valor se registran como resultado de variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable en la cuenta de resultados consolidada. El importe del valor inicial de este contrato, registrado inicialmente en el epígrafe de “Ingresos a distribuir” se presenta registrado neto del valor del derivado asociado. El importe bruto del derivado asciende a 43,5 millones de euros, del cual se han neteado 24,9 millones de euros a 31 de diciembre de 2024. A 31 de diciembre de 2023 el importe bruto ascendía a 45,1 millones de euros, del cual fueron neteados 26 millones de euros. 72 12. Existencias La composición de las existencias del Grupo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente: 2024 2023 Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales 219 194 Anticipos entregados 16 19 Provisiones (35) (38) Total existencias 200 175 En el epígrafe “Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales” se encuentran registrados, fundamentalmente, los repuestos para el mantenimiento de las diversas instalaciones del Grupo. El Grupo realiza correcciones valorativas por deterioro si existen dudas razonables sobre la recuperación total o parcial de estos activos y cuyo movimiento se ha registrado en el epígrafe “Dotación a la amortización y variación de provisiones” de la cuenta de resultados consolidada (véase nota 25). Durante el ejercicio se han realizado reversiones por correcciones valorativas de 3 millones de euros (5 millones de euros de dotaciones en el ejercicio 2023). 13. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar La composición del saldo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente: . 2024 2023 Clientes por ventas y prestaciones de servicios 434 731 Deudores, empresas del Grupo (Nota 32) 172 105 Deudores, empresas asociadas (Nota 32) 22 17 Deudores varios 20 25 Derivados (Nota 19) 14 14 Provisiones (36) (24) Total saldo deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 626 868 Anticipos de clientes (1) (3) Total saldo neto a 31 de diciembre 625 865 . El importe registrado en el epígrafe “Clientes por ventas y prestaciones de servicios” corresponde fundamentalmente a los saldos adeudados como consecuencia de la venta de energía generada en España y en el extranjero. El Grupo tiene factorizados sin recurso al cierre del ejercicio 2024 un importe de 147 millones de euros (137 millones de euros al cierre del ejercicio 2023). El Grupo suscribe estos contratos con determinadas entidades financieras vendiendo derechos de crédito del Grupo en determinados contratos comerciales. El epígrafe “Deudores, empresas del Grupo” recoge fundamentalmente los créditos generados con Acciona, S.A. por importe de 137 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 (86 millones de euros a 31 de diciembre 73 de 2023) como consecuencia de formar parte del Grupo fiscal de Impuesto sobre Sociedades del que es cabecera Acciona, S.A. para aquellas sociedades nacionales pertenecientes al Grupo Corporación Acciona Energías Renovables a las que les es aplicable la normativa vigente. El detalle de la antigüedad del epígrafe de clientes se muestra a continuación: 2024 2023 Fecha factura hasta 3 meses 401 701 Fecha factura entre 3 y 6 meses 4 6 Fecha factura superior a 6 meses 29 24 Total 434 731 Facturas vencidas a más de 3 meses no provisionadas 6 6 Asimismo, el movimiento de la provisión por pérdidas de valor de las cuentas a cobrar al 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente: 2024 2023 Saldo inicial (24) (13) Aumento de provisión por deterioro de valor de cuentas a cobrar (14) (11) Disminución de importes incobrados 1 Disminución de importes cobrados 1 Saldo final (36) (24) . El Grupo reconoce pérdidas crediticias esperadas durante toda la vida del activo, para aquellas cuentas comerciales que no tienen un componente de financiación significativo, utilizando un enfoque simplificado basado en la experiencia histórica de pérdidas crediticias de las cuentas por cobrar comerciales y ajustadas según corresponda para reflejar las condiciones económicas actuales y las estimaciones de las condiciones futuras. Este enfoque simplificado divide las cuentas por cobrar comerciales en diferentes segmentos de clientes con el fin de reflejar los diferentes patrones de pérdidas para cada segmento y permite al Grupo reconocer las pérdidas esperadas durante toda la vida de estos activos sin la necesidad de identificar aumentos significativos en el riesgo crediticio. 14. Efectivo y otros activos líquidos La composición del saldo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente: 2024 2023 Tesorería 426 667 Depósitos y otros 69 69 Total tesorería y equivalentes 495 736 Este epígrafe incluye principalmente la tesorería del Grupo, así como depósitos bancarios e imposiciones sin riesgo con un vencimiento inicial no superior a tres meses. 74 No existen restricciones de disponibilidad sobre los saldos de tesorería y equivalentes adicionales al comentado en el párrafo anterior. Durante los ejercicios 2024 y 2023, los saldos de tesorería y otros activos líquidos equivalentes se han remunerado a tipos de interés de mercado. 15. Patrimonio neto a) Capital social suscrito y autorizado Con fecha 21 de junio de 2024 se ha ejecutado el acuerdo adoptado el 6 de junio de 2024 por la Junta General de Accionistas de la Sociedad Dominante, por el que se reduce el capital social de la Sociedad Dominante en 4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759 acciones propias de un euro de valor nominal cada una, adquiridas al amparo del Programa de Recompra de Acciones y cuya finalidad era la de reducir capital mediante la amortización de acciones y, en menor medida, cumplir las obligaciones que puedan derivarse de los Programas de Entrega de Acciones a consejeros ejecutivos, directivos y empleados del Grupo. Tras esta operación el capital de la Sociedad Dominante queda representado por 324.761.830 acciones ordinarias de un euro de valor nominal cada una, íntegramente suscritas y desembolsadas, pertenecientes a una única clase y serie, que otorgan a sus titulares los mismos derechos. A 31 de diciembre de 2024 el accionista mayoritario de la Sociedad Dominante es Acciona, S.A. Tal y como se comenta en la Nota 1, con fecha 1 de julio de 2021 una parte de las acciones de la Sociedad Dominante fue admitida a cotización en el Sistema de Interconexión Bursátil Español (SIBE - Bolsas de Madrid, Barcelona, Valencia y Bilbao). A la fecha de formulación de estos estados financieros consolidados, el accionista mayoritario, poseedor del 88,34% de las acciones de la Sociedad Dominante del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, es Acciona, S.A. El resto de la participación cotiza libremente en bolsa. No existen saldos y transacciones mantenidos con el accionista mayoritario distintos de los detallados en la nota 32. b) Ganancias acumuladas El saldo de la cuenta "Prima de emisión", que a 31 de diciembre de 2024 y 2023 asciende a 2.599.689 miles de euros, se ha originado como consecuencia de los aumentos de capital social llevados a cabo con prima de emisión en diversas fechas. El art. 296 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la prima de emisión para ampliar el capital y no establece restricción 75 específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo. El desglose de la prima de emisión, reservas y diferencias de conversión que figuran en el estado de cambios de patrimonio neto se expone a continuación: 2024 2023 Prima de emisión 2.600 2.600 Reserva legal 66 66 Reservas voluntarias 1.706 1.763 Reservas sociedades. consolidadas integración global o proporcional 776 710 Reservas sociedades puestas en equivalencia (73) (46) Subtotal Reservas 5.075 5.093 Diferencias de conversión 95 (27) Total Reservas 5.170 5.066 Con fecha 22 de marzo de 2021, Acciona, S.A., accionista mayoritario de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., aprobó la aportación de socios mediante la cual se procedió a la capitalización de 1.859 millones de euros de la deuda financiera mantenida con empresas del Grupo Acciona a esa fecha y en particular de la mantenida con Acciona Financiación Filiales, S.A., a través de una aportación no dineraria de los derechos de crédito con esta filial realizada por el accionista de la Sociedad (Acciona, S.A.). Previamente, Acciona Financiación Filiales, S.A. transmitió a Acciona, S.A. esos derechos de crédito a través de un contrato de compraventa celebrado en esa misma fecha. c) Acciones propias El movimiento de las acciones propias durante los ejercicios 2024 y 2023 ha sido el siguiente: 2024 2023 Número de acciones Coste (millones de euros) Número de acciones Coste (millones de euros) Saldo inicial 2.642.747 69 130.951 4 Altas 5.504.324 111 3.057.275 100 Bajas (5.520.340) (112) (3.058.344) (100) Movimientos contrato de liquidez (16.016) (1) (1.069) -- Reducción de capital (4.488.759) (106) -- -- Altas 2.426.070 56 2.512.865 65 Bajas (199.880) (9) Resto de movimientos 2.226.190 47 2.512.865 65 Saldo final 364.162 9 2.642.747 69 76 El 18 de octubre de 2021, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. suscribió un contrato de liquidez con Bestinver Sociedad de Valores, S.A. para la gestión de su autocartera en los términos previstos por la Circular 1/2017 de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) a los efectos de su aceptación como práctica de mercado. Las operaciones sobre acciones de la sociedad que realiza Bestinver en el marco de este contrato lo son en las bolsas de valores españolas y la finalidad perseguida es favorecer la liquidez de las transacciones, así como la regularidad en la cotización. El Consejo de Administración aprobó el pasado 27 de agosto de 2023 el establecimiento de un programa temporal de recompra de acciones propias, de conformidad con la autorización conferida por la Junta General de Accionistas celebrada el 26 de mayo de 2021 (el “Programa de Recompra”) y al amparo de lo previsto en los artículos 2.2 y 2.3 del Reglamento Delegado (UE) 2016/1052 de la Comisión, de 8 de marzo de 2016, por el que se completa el Reglamento (UE) nº 596/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre abuso de mercado, y por tanto suspendió temporalmente el contrato de liquidez. En el marco de este Programa de Recompra, la Sociedad ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones en los ejercicios 2023 y 2024, finalizando el mismo el 27 de febrero de 2024. Con fecha 27 de junio de 2024 se ha inscrito en el Registro Mercantil el acuerdo adoptado el 6 de junio de 2024 por la Junta General de Accionistas de la Sociedad Dominante, por el que se reduce el capital social de la Sociedad Dominante en 4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759 acciones propias de un euro de valor nominal cada una, adquiridas al amparo de este Programa. Durante el ejercicio 2024, el resultado negativo registrado en reservas y procedente de las operaciones con acciones propias realizadas al amparo del contrato de liquidez ha ascendido a 0,6 millones de euros (0,1 millones de euros de resultado negativo en el ejercicio 2023). En el marco del Plan de Entrega de Acciones y del Plan de Sustitución de retribución variable a directivos de la Sociedad, se han dado de baja 199.880 títulos registrando un resultado negativo de 0,9 millones de euros en reservas (116.595 títulos y un beneficio en reservas de 0,4 millones de euros en ejercicio 2023). 77 d) Reservas en sociedades consolidadas y diferencias de conversión El detalle de las reservas de consolidación aportadas por sociedades dependientes, negocios conjuntos y sociedades asociadas y diferencias de conversión por grupos de aportación a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente: 2024 2023 Reservas consolidadas Diferencias de conversión Reservas consolidadas Diferencias de conversión Corporación Acciona Energías Renovables, S.L.U. 69 12 704 18 Subgrupo Acciona Energía (23) (12) 181 (54) Subgrupo Ceólica Hispania 371 (256) (1) Subgrupo Alabe Sociedad de Cogeneración 137 138 Subgrupo Ineuropa de Cogeneración (27) (27) Subgrupo Acciona Saltos de Agua (66) Corporación Acciona Eólica, S.L.U. 53 8 Corporación Acciona Hidráulica, S.L.U. 74 10 Acciona Eólica de Galicia, S.A.U. 8 11 KW Tarifa, S.A.U. 7 3 Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. 32 103 (43) 10 Acciona Energía Financiación Filiales Australia PTY LTD 4 (8) 1 Otros (2) (0) Total 703 95 664 (27) Ninguna de las sociedades participadas directa o indirectamente por la Sociedad Dominante tiene admitidas a cotización sus acciones y/o participaciones. e) Ajustes en patrimonio por valoración ◾ Cobertura de los flujos de efectivo Este apartado, incluido dentro del epígrafe “Ganancias acumuladas” del estado de situación financiera consolidado, recoge el importe neto de impacto fiscal de las variaciones de valor de los derivados financieros designados como instrumentos de cobertura de flujo de efectivo (Véase nota 19). 78 El movimiento del saldo de este epígrafe a lo largo de los ejercicios 2024 y 2023 se presenta a continuación: 2024 2023 Saldo a 1 de enero 32 161 Incrementos de valor en el ejercicio 115 276 Decrementos de valor en el ejercicio (361) (274) Traspaso a resultados del ejercicio (30) (131) Saldo a 31 de diciembre (244) 32 Los principales incrementos y decrementos del ejercicio se han producido como consecuencia de las variaciones en las valoraciones de derivados de compra y de venta de energía designados como cobertura contable (véase nota 19). f) Intereses minoritarios El saldo incluido en este capítulo del estado de situación financiera consolidado adjunto recoge el valor de la participación de los accionistas minoritarios en las sociedades dependientes. Asimismo, en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada se presenta la participación de dichos accionistas minoritarios en los resultados del ejercicio. El movimiento habido en los ejercicios 2024 y 2023, en millones de euros, es el siguiente: Sociedad Saldo a 31.12.23 Resultado ejercicio 2024 Variaciones de perímetro y aportaciones Diferencias de conversión y otros Saldo a 31.12.24 Grupo Acciona Energía Internacional 374 27 (21) 380 Compañía Eólica Granadina, S.A. 2 1 1 4 Eólica de Villanueva, S.L. 1 1 (1) 1 Eólica de Zorraquín, S.L. 2 2 Energías Renovables Mediterraneas, S.A. (1) 1 Otros 5 2 1 (1) 7 Total Intereses Minoritarios 384 30 1 (21) 394 Sociedad Saldo a 31.12.22 Resultado ejercicio 2023 Diferencias de conversión y otros Saldo a 31.12.23 Grupo Acciona Energía Internacional 374 29 (29) 374 Compañía Eólica Granadina, S.A. 6 (4) 2 Eólica de Villanueva, S.L. 1 1 Eólica de Zorraquín, S.L. 2 2 Energías Renovables Mediterraneas, S.A. 12 (12) Otros 8 2 (5) 5 Total Intereses Minoritarios 391 43 (50) 384 79 A 31 de diciembre de 2024, el importe registrado en la partida de Otros Conceptos recoge una disminución en los intereses minoritarios por los dividendos distribuidos y otras devoluciones de aportaciones a socios minoritarios de 38 millones de euros, así como las variaciones por cambios de valor de los derivados financieros y las diferencias de conversión. La composición del saldo del ejercicio a 31 de diciembre de 2024 y 31 de diciembre de 2023, por conceptos, referidos a este epígrafe del estado de situación financiera consolidado adjunto es, en millones de euros, el siguiente: 2024 2023 Sociedad Capital y Reservas Resultado Total Capital y Reservas Resultado Total Grupo Acciona Energía Internacional 353 27 380 345 29 374 Compañía Eólica Granadina, S.A. 3 1 4 2 2 Eólica de Villanueva, S.L. 1 1 1 1 Eólica de Zorraquín, S.L. 2 2 2 2 Energías Renovables Mediterraneas, S.A. 1 (1) (12) 12 Otros 6 2 8 3 2 5 Total Intereses Minoritarios 365 30 395 341 43 384 80 A continuación, se muestra la información financiera resumida de aquellos subgrupos que representan una fracción significativa de los activos, pasivos y operaciones del Grupo, en relación con los cuales, existen participaciones no dominantes: 31.12.2024 Subgrupo Acciona Energía Internacional % Minoritarios 25,00% ACTIVO Activo no corriente 1.982 Activos corrientes 425 Total Activo 2.407 PASIVO Patrimonio Neto 1.019 Patrimonio Neto Atribuido 852 Intereses minoritarios 167 Pasivos no corrientes 1.063 Pasivos corrientes 325 Total Pasivo 2.407 RESULTADO Cifra de negocios 454 Bº de explotación 178 Rdo. antes de impuestos 115 Rdo. después de impuestos 80 Rdo. atribuido a intereses minoritarios (10) Rdo. atribuido a la sociedad dominante 71 ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO Cash-flow de actividades de explotación 190 Cash-flow de actividades de inversión (10) Cash-flow de actividades de financiación (194) 31.12.2023 Subgrupo Acciona Energía Internacional % Minoritarios 25,00% ACTIVO Activo no corriente 2.165 Activos corrientes 282 Total Activo 2.447 PASIVO Patrimonio Neto 1.028 Patrimonio Neto Atribuido 870 Intereses minoritarios 158 Pasivos no corrientes 1.238 Pasivos corrientes 181 Total Pasivo 2.447 RESULTADO Cifra de negocios 479 Bº de explotación 211 Rdo. antes de impuestos 131 Rdo. después de impuestos 86 Rdo. atribuido a intereses minoritarios (10) Rdo. atribuido a la sociedad dominante 76 ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO Cash-flow de actividades de explotación 172 Cash-flow de actividades de inversión (2) Cash-flow de actividades de financiación (181) . 81 g) Gestión de capital Los objetivos del Grupo en la gestión del capital son salvaguardar la capacidad de continuar como una empresa en funcionamiento, de modo que pueda seguir dando rendimientos a los accionistas y beneficiar a otros grupos de interés, además de mantener una estructura financiero-patrimonial óptima para reducir el coste de capital. Esta política permite compatibilizar la creación de valor para los accionistas con el acceso a los mercados financieros a un coste competitivo para cubrir las necesidades tanto de refinanciación de deuda como de financiación del plan de inversiones no cubiertas por la generación de fondos del negocio. Con el objeto de mantener y ajustar la estructura de capital, el Grupo puede ajustar el importe de los dividendos a pagar a los accionistas, puede devolver capital, emitir acciones o vender activos para reducir el endeudamiento. Consistentemente con otros grupos en los sectores donde opera el Grupo, la estructura de capital se controla en base a la ratio de apalancamiento. Esta ratio se calcula como el cociente resultante de dividir la deuda neta entre el patrimonio neto. La deuda neta se determina como la suma de las deudas financieras a corto y a largo plazo, excluyendo las correspondientes a activos mantenidos para la venta, menos las inversiones financieras temporales y efectivo y otros medios líquidos equivalentes. El nivel de apalancamiento obtenido a 31 de diciembre de 2024 y 2023 se muestra a continuación: 31.12.2024 31.12.2023 Deuda financiera neta: 4.076 3.726 Deuda con entidades de crédito a largo plazo (nota 16) 1.188 1.510 Bonos y obligaciones a largo plazo (nota 16) 2.332 2.325 Obligaciones de arrendamiento a largo plazo (nota 5) 538 495 Deuda con entidades de crédito a corto plazo (nota 16) 369 103 Bonos y obligaciones a corto plazo (nota 16) 273 165 Obligaciones de arrendamiento a corto plazo (nota 5) 18 19 IFT (notas 10 y 13), efectivo y otros medios equivalentes (642) (891) Patrimonio neto: 6.237 6.234 De la Sociedad Dominante 5.843 5.850 De accionistas minoritarios 394 384 Apalancamiento 0,65 0,60 . h) Restricción a la disposición de fondos de las filiales Ciertas sociedades del Grupo cuentan con cláusulas incluidas en sus contratos financieros cuyo cumplimiento es requisito para efectuar distribuciones de resultados a sus accionistas o socios. 82 16. Provisiones y litigios a) Provisiones no corrientes El movimiento del epígrafe “Provisiones no corrientes” del pasivo del estado de situación financiera consolidado, desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, es el siguiente: Provisión para pensiones y obligaciones similares Provisiones para riesgos y gastos Provisión responsabilidades Total Saldo a 31.12.22 5 154 2 161 Altas y dotaciones 1 10 11 Bajas - Traspasos - Otras variaciones 22 22 Saldo a 31.12.23 6 186 2 194 Altas y dotaciones 1 9 (1) 9 Bajas (1) (1) Traspasos (1) (21) (22) Otras variaciones 173 (1) 172 Saldo a 31.12.24 6 346 -- 352 Estas provisiones cubren, según la mejor estimación de los Administradores de la Sociedad Dominante, los pasivos que pudieran derivarse de los diversos litigios, recursos, contenciosos y obligaciones pendientes de resolución al cierre del ejercicio. Provisiones para pensiones y obligaciones similares Dentro del epígrafe del estado de situación financiera consolidado adjunto, el Grupo recoge las provisiones para pensiones y obligaciones similares surgidas fundamentalmente como consecuencia de: - La adquisición de activos y/o sociedades al Grupo Endesa realizada en el ejercicio 2009, que incorporó un plan de pensiones de prestación definida con crecimiento salarial acotado con el IPC. El colectivo considerado en la valoración es de 74 personas (79 personas en el ejercicio 2023), de los cuales 36 83 trabajadores se encuentran ya prejubilados o jubilados (34 empleados al cierre del ejercicio 2023). No todas estas personas tienen las mismas situaciones y compromisos. Las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para los compromisos de prestación definida no asegurados han sido las siguientes a 31 de diciembre de 2024 y 2023: 2024 2023 Tipo de interés 3,52% 3,39% Tablas de mortalidad PERM / F2020 PERM / F2020 Rendimiento esperado de activos 3,52% 3,39% Revisión salarial 1,50% 1,50% A continuación, se presenta la información sobre la variación en los pasivos actuariales para los compromisos de prestación definida en millones de euros a 31 de diciembre de 2024 y 2023: 2024 2023 Pasivo actuarial inicial 1 1 Pasivo actuarial final 1 1 A continuación, se presenta la información sobre la variación en los activos actuariales para los compromisos de prestación definida en millones de euros a 31 de diciembre de 2024 y 2023: 2024 2023 Activo actuarial inicial 1 1 Activo actuarial final 1 1 - Adicionalmente, a finales del ejercicio 2021 y tras la subrogación de personal realizada como consecuencia de las actualizaciones normativas acaecidas en México, una filial del Grupo en el país ha asumido la obligación de un plan de jubilación que no se encuentra externalizado. El colectivo considerado en la valoración es de 84 empleados (88 empleados en el ejercicio 2023). Las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para los mencionados compromisos de prestación definida no asegurados han sido las siguientes a 31 de diciembre de 2024: 2024 2023 Tipo de interés 10,00% 9,85% Tablas de mortalidad EMSSA-09 EMSSA-09 Revisión salarial 6,00% 5,00% A continuación, se presenta la información sobre la variación en los pasivos actuariales para los compromisos de prestación definida en millones de euros a 31 de diciembre de 2024: 2024 2023 Pasivo actuarial inicial 2 2 Coste devengado en el ejercicio Pasivo actuarial final 2 2 84 Al 31 de diciembre de 2024 y 2023 el importe total del activo y del pasivo actuarial final se corresponde en su totalidad con compromisos de prestación definida localizados en España y México. Los importes registrados en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada por las obligaciones por pensiones de prestación definida ascienden al cierre del ejercicio 2024 a un importe de 0,5 millones de euros (0,4 millones de euros en 2023), correspondientes al coste devengado en el ejercicio, así como al rendimiento y coste financiero de los activos y pasivos asociados a estos beneficios al personal. Adicionalmente, existen obligaciones de prestación de determinados beneficios sociales a los empleados durante el periodo de jubilación, principalmente relacionados con el suministro eléctrico (que afecta a determinados trabajadores con 10 años o más de antigüedad reconocida para el colectivo considerado en el plan en España), así como con una prima de antigüedad y otros conceptos incluidos en el contrato colectivo de trabajo de la filial mexicana. Estas obligaciones no se han externalizado y se encuentran cubiertas con la correspondiente provisión interna cuyo importe global por estos conceptos asciende a 2,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 (3,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Las variaciones actuariales registradas derivadas de estos otros conceptos asciende a un beneficio de 0,1 millones de euros en el ejercicio 2024 (1,3 millones de euros de beneficio en el ejercicio 2023). Estos pasivos corresponden en su totalidad a expedientes firmados por sociedades del Grupo en España y México. Provisiones para riesgos y gastos El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables opera en una diversidad de países con regulaciones sectoriales muy específicas. En el curso normal de los negocios que desarrolla, se ve expuesto a litigios relacionados con dichas actividades y que responden, fundamentalmente, a reclamaciones de carácter fiscal, reclamaciones relativas a defectos de construcción de las obras realizadas, discrepancias en la prestación de servicios y por desmantelamiento de las instalaciones de energía renovable operativas, entre otros. Parte de estos riesgos se cubren mediante contratos de seguro y para el resto de los riesgos identificados se realiza la correspondiente provisión. Respecto de la provisión por desmantelamiento, esta se corresponde con la mejor estimación por parte de los Administradores en relación con los compromisos adquiridos por el desmantelamiento de instalaciones de generación eléctrica en los proyectos en los que opera el Grupo, al haber concluido éste, tras el análisis de las particularidades de estos contratos, que existe una obligación de desmantelar las citadas instalaciones. Estas provisiones se registran inicialmente con cargo al epígrafe de “Inmovilizado material” y, por tanto, en su registro inicial, no tiene impacto en la cuenta de pérdidas y ganancias. A 31 de diciembre de 2024, se presenta un saldo por este concepto de 346 millones de euros (186 millones a 31 de diciembre de 2023). 85 El principal movimiento acaecido en el ejercicio 2024 respecto del ejercicio anterior deriva de las incorporaciones realizadas (presentes en el epígrafe de “otras variaciones”) por nuevos MW instalados, fundamentalmente en Estados Unidos y Perú así como en España, en este caso como consecuencia de la evolución y las nuevas medidas adoptadas en materia de política medioambiental que se están tomando en consideración, como por ejemplo las medidas tomadas por el Gobierno gallego respecto de la obligación de repotenciación fundamentado en la promoción de beneficios sociales y económicos para su territorio (véase Anexo V). En este sentido, el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables ha adaptado criterios más restrictivos en la evaluación de sus compromisos de desmantelamiento de instalaciones en zonas de alta sensibilidad medioambiental adaptándolos así a su fuerte compromiso con respecto a la protección de la biodiversidad y la preservación de los ecosistemas. Según se describe en la nota 3.2.I, esta provisión se estima por el valor actual estimado de las obligaciones de desmantelamiento y restauración de esos activos a lo largo del periodo en el que se devenga. Las tasas de descuento y las tasas de inflación aplicadas para el cálculo de este valor actual en los países más relevantes son las siguientes: Tasa descuento Tasa inflación Canadá 4,40% 2,20% España 3,00% 2,00% Estados Unidos 3,96 - 4,85% 2,60% India 8,00% 6,00% Italia 3,90% 2,00% México 4,18% 2,50% Polonia 5,80% 2,70% Portugal 2,79 - 3,15% 2,00% . Estas provisiones cubren, según la mejor estimación de los Administradores de la Sociedad Dominante, los pasivos que pudieran derivarse de los diversos litigios, recursos, contenciosos y obligaciones pendientes de resolución al cierre del ejercicio. Con respecto a los mismos es complicado predecir cómo evolucionarán, no obstante, se estima que no se producirán salidas de beneficios económicos a corto plazo por la situación procesal en la que se encuentran. Para el registro de estas provisiones se han utilizado las mejores estimaciones sobre los riesgos e incertidumbres que, inevitablemente, rodean a la mayoría de los sucesos y circunstancias que afectan a las mismas. La Dirección del Grupo estima que no se producirán pasivos adicionales no provisionados en los estados financieros a 31 de diciembre de 2024 y 2023. 86 b) Provisiones corrientes El movimiento del epígrafe “Provisiones corrientes” del pasivo del estado de situación financiera consolidado, desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, es el siguiente: Otras provisiones Total Saldo a 31.12.22 4 4 Altas y dotaciones 4 4 Bajas (3) (3) Saldo a 31.12.23 5 5 Altas y dotaciones 1 1 Bajas (3) (3) Saldo a 31.12.24 3 3 Adicionalmente a lo comentado en los puntos anteriores, el Grupo mantiene provisiones que cubren, según la mejor estimación de los Administradores de la Sociedad Dominante, los pasivos que pudieran derivarse de los diversos litigios, recursos, contenciosos y obligaciones pendientes de resolución al cierre del ejercicio. c) Litigios La sociedad polaca Golice Wind Farm Sp. z.o.o. se encuentra a la fecha de formulación de estas cuentas anuales consolidadas en disputa con su cliente principal (ENEA) sobre la rescisión unilateral practicada por este último del CPA (acuerdo bilateral de compraventa de certificados de emisión derivados de la producción de energía a partir de recursos renovables) firmado entre las partes. En agosto de 2020, la jueza de primera instancia de Poznan ha dictado sentencia en la que se admiten íntegramente los argumentos de la demandante respecto a la terminación sin determinar cuantificación de los daños causados y, adicionalmente, condena a ENEA a pagar las facturas impagadas de 2017 y 2018, junto con sus intereses. Se presentó ampliación de la demanda reclamando los daños causados hasta octubre 2020, habiéndose estimado la cuantificación de daños causados hasta esa fecha en 53,3 millones de zlotys (aproximadamente 11,6 millones de euros), intereses de demora incluidos. El 21 de febrero de 2022 el tribunal de apelación confirmó la sentencia reconociendo que la declaración de terminación del CPA por parte de ENEA fue indebida y sin efecto y dejando pendiente de determinación el importe definitivo de los daños con los que ENEA deberá indemnizar a Golice. Contra esta sentencia, ENEA interpuso recurso de casación ante el Tribunal Supremo (y GWF presentó la consiguiente contestación contra dicho recurso). A la fecha de formulación de las presentes cuentas anuales consolidadas, está pendiente de que el Tribunal Supremo se pronuncie sobre su admisión. 87 17. Deuda financiera a) Deudas con entidades de crédito: El desglose de las deudas con entidades de crédito sin recurso y con recurso, entendiendo sin recurso aquella deuda sin garantías corporativas y cuyo recurso se limita a los flujos y activos del deudor, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, en millones de euros, es el siguiente: 2024 2023 Concepto No corriente Corriente No corriente Corriente Deuda con entidades de crédito sin recurso: 136 49 303 70 Financiación de proyectos 118 42 280 61 Otras deudas asociadas a proyectos 18 7 23 8 Hipotecarios para financiación de inmovilizado 1 Deuda con entidades de crédito con recurso: 1.052 320 1.207 33 Otras deudas con recurso asociadas a proyectos 1.052 320 1.207 33 Total deudas con entidades de crédito 1.188 369 1.510 103 Durante los ejercicios 2024 y 2023, los préstamos y créditos del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables devengaron intereses referenciados en su mayor parte al Euribor para aquellas financiaciones en euros, aunque también una parte de la deuda tiene como referencia otros índices como son el BBSY para deuda en dólares australianos y el SOFR para deudas en dólares de los Estados Unidos, como índices más relevantes fuera de la Zona Euro. Una parte importante de la deuda del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se ha emitido directamente a tipo fijo o se encuentra cubierta mediante derivados financieros con el objeto reducir la volatilidad de los tipos de interés que paga el Grupo. El Grupo, a través de sociedades dependientes o asociadas, realiza inversiones en infraestructuras de energía cuya financiación está, en ocasiones, realizada mediante la figura del “Project Finance” o financiación aplicada a proyectos. El servicio de deuda de estos créditos o préstamos está respaldado fundamentalmente por los flujos de caja que el propio proyecto genere en el futuro, así como por garantías reales sobre los activos del proyecto. En el ejercicio 2024 el epígrafe “Financiación de proyectos” corrientes y no corrientes presenta una disminución neta de 181 millones de euros que se corresponde por un lado con las amortizaciones programadas de este tipo de préstamos, así como el efecto positivo de las diferencias de conversión del período, y por otro lado con el traspaso a la cuenta de “Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta” de los saldos de dos sociedades sudafricanas por importe de 128 millones de euros (véase nota 22). No obstante, la principal fuente de financiación del grupo es la deuda con recurso. En este sentido, durante el ejercicio se han realizado varias operaciones de financiación bancaria con recurso, siendo la más relevante la 88 firma de un préstamo verde con un indicador de impacto local con cinco entidades financieras por importe de 452,6 millones de dólares australianos, con un plazo de 15,5 años, con cobertura de CESCE. El préstamo está destinado a financiar la construcción del parque fotovoltaico Aldoga, con una capacidad instalada total de 388 MW, localizado en el estado de Queensland, Australia. En los últimos años, las operaciones de financiación con recurso más relevantes llevadas a cabo han sido las siguientes: - El 26 de mayo de 2021, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. suscribió, con un sindicato de bancos, un contrato de financiación sostenible con indicador de impacto local por un importe total de 2.500 millones de euros garantizado por su matriz Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. La financiación se dividía en tres tramos: el tramo A y B por un importe máximo de 1.000 millones de euros cada uno y el tramo C por un importe máximo 500 millones de euros. En este sentido, cabe destacar que los tramos A y B han sido amortizados anticipadamente, quedando únicamente vigente el tramo C, línea de crédito revólver, con fecha de vencimiento el 26 de mayo de 2028. - En noviembre de 2022, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. suscribió, con un sindicato de bancos, una línea de crédito sostenible con indicador de impacto local, por un importe total de 450 millones de euros garantizado por su matriz Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. Tras firmarse dos extensiones de plazo, el vencimiento del crédito se ha fijado en noviembre de 2027. - En el mes de diciembre de 2022, la filial australiana Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty. Ltd. firmó una operación de financiación sindicada verde con un indicador de impacto local de 400 millones de dólares australianos a tres años. Esta operación cuenta con un tramo préstamo (300 millones de dólares australianos) y un tramo de crédito revolving (100 millones de dólares australianos), con vencimiento en diciembre de 2025. - También en diciembre de 2022, la filial MacIntyre Wind Farm Pty Ltd firmó un préstamo verde con un indicador de impacto local con seis entidades financieras por importe de 1.098 millones de dólares australianos, con un plazo de aproximadamente 16 años, con cobertura de CESCE bajo su nueva “póliza verde”. El periodo de disposición de este préstamo es de 24 meses y su finalidad es la construcción del parque eólico de MacIntyre en el estado australiano de Queensland. Este préstamo fue novado en diciembre de 2023 para reflejar el cambio de acreditada, siendo la nueva acreditada Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty. Ltd. - En noviembre de 2023 se firmó una línea de crédito sindicada a tres años y 750 millones de euros de límite, concedida a la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. por 29 entidades financieras nacionales e internacionales. Esta línea contempla un descuento en el tipo de interés aplicable de 5 puntos básicos en función del cumplimiento de unos objetivos sostenibles de impacto local, además de ser “verde” por el uso de fondos. En noviembre de 2024 se ha firmado una extensión de este crédito y la fecha actual vencimiento es noviembre 2027. 89 La principal variación de la deuda con recurso contemplada en el epígrafe Otros préstamos y créditos bancarios en el ejercicio 2024 se corresponde con el incremento neto de 132 millones de euros que viene motivado principalmente por el desembolso de nuevas operaciones contratadas durante el ejercicio y las disposiciones de financiaciones concedidas en ejercicios anterior es. Todos estos contratos están remunerados a tipos de interés de mercado. A 31 de diciembre de 2024 las sociedades del Grupo tenían concedida financiación no dispuesta por importe de 1.969 millones de euros. La Dirección del Grupo considera que el importe de estas líneas y la generación ordinaria de caja, junto con la realización del activo corriente, cubrirán suficientemente las obligaciones de pago a corto plazo. Según se indica en la nota 3.2 f) la adopción de la NIIF 13 requiere un ajuste en las técnicas de valoración que el Grupo aplica para la obtención del valor razonable de sus derivados para incorporar el ajuste de riesgo de crédito bilateral con el objetivo de reflejar tanto el riesgo propio como el de la contraparte en el valor razonable de los derivados. A 31 de diciembre de 2024 el ajuste de riesgo de crédito ha supuesto una menor valoración de los derivados por 0,6 millones de euros, que se ha registrado por un lado como una menor deuda con entidades de crédito por importe de 0,4 millones de euros y un menor crédito financiero para las entidades dependientes. El efecto neto de impuestos y externos que esta modificación ha tenido en el epígrafe ajustes en patrimonio por valoración de coberturas de flujo de efectivo ha sido positivo por 0,4 millones de euros. En relación con determinados contratos de préstamo, ciertas sociedades participadas mantienen unos compromisos de cumplimiento de una serie de ratios financieros que deben ser calculados sobre los estados financieros individuales, al cierre del ejercicio, así como de mantenimiento de determinados saldos en cuentas de tesorería (véase nota 10). A 31 de diciembre de 2024 y 2023 ni la Sociedad Dominante ni ninguna de sus filiales significativas se encuentran en situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier otro tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros. Durante los ejercicios 2024 y 2023, no se han producido impagos ni otros incumplimientos de principal, ni de intereses ni de amortizaciones referentes a deudas con entidades de crédito. El desglose del valor nominal de la deuda financiera por vencimientos contractuales (excluido el valor de los instrumentos de cobertura de flujos de efectivo) a 31 de diciembre de 2024 es el siguiente: 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Años siguientes Total 338 204 175 171 79 59 522 1.548 . 90 b) Obligaciones y bonos A continuación, se muestra un detalle a 31 de diciembre de 2024 y 2023, del saldo vivo de los valores representativos de deuda que a dichas fechas habían sido emitidos por la Sociedad o cualquier otra entidad del Grupo, así como el movimiento experimentado por dicho saldo durante los ejercicios 2024 y 2023: 31.12.24 (Millones de Euros) Saldo 31.12.2023 Emisiones Recompras o Reembolsos Ajustes por tipo de cambio, var perim y otros Saldo 31.12.2024 Valores representativos de deuda emitidos en un estado miembro de la Unión Europea, que han requerido del registro de un folleto informativo 2.135 939 (846) 13 2.241 Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea (con recurso) 181 12 193 Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea (sin recurso) 174 (14) 11 171 Total corriente y no corriente 2.490 939 (860) 36 2.605 31.12.23 (Millones de Euros) Saldo 31.12.2022 Emisiones Recompras o Reembolsos Ajustes por tipo de cambio, var perim y otros Saldo 31.12.2023 Valores representativos de deuda emitidos en un estado miembro de la Unión Europea, que han requerido del registro de un folleto informativo 1.585 2.582 (2.049) 17 2.135 Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea (con recurso) 188 (8) 1 181 Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea (sin recurso) 195 (15) (6) 174 Total corriente y no corriente 1.968 2.582 (2.072) 12 2.490 En el ejercicio 2024, la principal variación en este epígrafe en la línea de Emisiones se corresponde con la emisión de ECP (pagarés) en Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. por un total de 939 millones de euros, bajo el programa Euro Commercial Paper (ECP) que se describe más adelante. La línea de Amortizaciones recoge principalmente la amortización a su vencimiento de pagarés por importe de 846 millones de euros en Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. así como los repagos de deuda correspondiente a los bonos de las filiales mexicanas. La línea Otras variaciones se corresponde principalmente con intereses devengados pendientes de pago, así como con las diferencias de conversión que se han producido principalmente en las emisiones de bonos realizadas en moneda distinta del euro. A 31 de diciembre de 2024, los detalles de las emisiones que componen el saldo de este epígrafe son las siguientes: 91 - Colocación de una emisión de bonos que tuvo lugar el 10 de agosto de 2012 con la calificación crediticia actual de BBB por Standard & Poors y BBB- por Fitch, realizada por las filiales mexicanas CE Oaxaca Dos, S. de R.L. de C.V. y CE Oaxaca Cuatro, S. de R.L. de C.V. por un importe de total de 298,7 millones de dólares estadounidenses. El propósito de esta financiación fue el desarrollo, construcción y operación de sendos proyectos de 102 MW de energía eólica cada uno, siendo el cliente final la Comisión Federal de Electricidad (CFE). La emisión devenga un interés anual del 7,25%, pagadero semestralmente el 30 de junio y el 31 de diciembre de cada año hasta el 31 de diciembre de 2031. La amortización de la deuda comenzó el 31 de diciembre de 2012 y continuará con cancelaciones de deuda semestrales, hasta su total amortización. A 31 de diciembre de 2024 los saldos no corrientes y corrientes pendientes de vencimiento netos de los costes de transacción y considerando los intereses devengados no pagados ascienden a 154 y 17 millones de euros respectivamente (160 y 14 millones de euros en el ejercicio 2023) - Programa Euro Commercial Paper (ECP) establecido el 20 julio de 2021 y renovado sucesivamente desde entonces por periodos de 12 meses, siendo la última renovación del 16 de julio de 2024. Este programa inscrito en Euronext Dublín está suscrito por Acciona Energía Financiación Filiales, S.A., cuenta con la garantía de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y su importe máximo es de 2.000 millones de euros. Los pagarés bajo este programa se emiten a descuento y pueden tener vencimientos de entre 3 y 364 días. La agencia de calificación Fitch ha otorgado al programa el rating F3. A 31 de diciembre de 2024, el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de 217,2 millones de euros netos de los costes de transacción y considerando los intereses devengados no pagados, registrado en su totalidad en la parte corriente del estado de situación financiera consolidado. - Programa Euro Medium Term Note (EMTN) de Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. establecido el 20 julio de 2021 y renovado por última vez el 23 de julio de 2024. Este programa cuenta con la garantía de su matriz, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y tiene un límite por importe de 3.000 millones de euros. Las agencias de calificación crediticia Fitch y DBRS han otorgado al programa los “ratings” BBB- y BBB respectivamente. El folleto inicial, las sucesivas renovaciones y suplementos son aprobados por el Banco Central de Irlanda. Los valores que se emiten bajo este programa pueden estar denominados en euros o en cualquier otra divisa, podrán devengar intereses fijos o variables, tener diferentes fechas de vencimiento de intereses y principal, emitirse a la par, con prima o bajo pa r. El 7 de octubre de 2021 se procedió a la emisión bajo este programa de un bono público verde de 500 millones de euros a 6 años. El cupón anual se fijó en 0,375%. El 26 de enero de 2022 se realizó la siguiente emisión bajo el mismo programa de un segundo bono público verde de 500 millones de euros a 10 años. El cupón anual se fijó en 1,375%. En el ejercicio 2023 se realizaron dos nuevas emisiones bajo este programa. En abril de 2023 se procedió a la emisión de un bono público verde de 500 millones de euros a 7 años con un cupón anual fijado en el 3,75%. En octubre de 2023 se realizó la que hasta la fecha ha sido la última emisión de un nuevo bono de 500 millones de euros a 7,5 años con un cupón anual fijado en el 5,125%. Hasta la fecha, todas las emisiones realizadas bajo este programa están estructuradas conforme al Marco de Financiación de Impacto Sostenible del Grupo vigente en cada periodo. Asimismo, están plenamente alineadas con los Principios de Bonos Verdes de la ICMA (International Capital 92 Market Association), actualizados en 2021, y sus Use of Proceeds cumplen con los criterios de la taxonomía de actividades sostenibles de la Unión Europea. A 31 de diciembre de 2024 el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de 1.986,4 millones de euros netos de los costes de transacción y registrado en la parte no corriente del estado de situación financiera consolidado. Los intereses devengados no pagados se encuentran registrados en la parte corriente del estado de situación financiera consolidado. - El 26 de abril de 2022, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. emitió, con garantía de su matriz Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., la primera colocación privada en el mercado estadounidense bajo la modalidad USPP, por 200 millones de dólares estadounidenses. Las notas tienen un plazo de 15 años y un cupón del 4,54%. A 31 de diciembre de 2024 no existen emisiones convertibles en acciones, ni que otorguen privilegios o derechos que puedan, ante alguna contingencia, hacerlas convertibles en acciones de la sociedad dominante, o de alguna de las sociedades del Grupo. El desglose del valor nominal de estas obligaciones por vencimientos contractuales a 31 de diciembre de 2024 es el siguiente: 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Años siguientes Total 236 19 522 24 27 1.030 728 2.586 . c) Otra información referente a la deuda A 31 de diciembre de 2024 el tipo medio efectivo de la deuda considerando deudas con entidades de crédito, así como la deuda contraída por las obligaciones y bonos se ha situado en el 4,92% (4,23% a 31 de diciembre de 2023). Durante el ejercicio 2024, el porcentaje de deuda no sujeta a volatilidad de tipos de interés se ha situado en un 54% (un 59% en el ejercicio 2023). A continuación, se presenta la composición de la deuda financiera en moneda diferente a la funcional a 31 de diciembre de 2024 y 2023 clasificada en función de las principales monedas en las que opera el Grupo (importes en millones de euros): Moneda 2024 2023 Dólar estadounidense 939 500 Dólar australiano 886 880 Rupia india 128 31 Dólar canadiense 21 24 93 A continuación, se incluye, en millones de euros, una conciliación del valor en libros de la deuda financiera excluyendo NIIF16 distinguiendo separadamente los cambios que generan flujos de aquellos que no lo hacen: Saldo a 31.12.22 2.429 Flujo de entrada de efectivo 4.176 Flujo de salida de efectivo (2.265) Traspasos desde mantenidos venta (nota 22) (362) Variación derivados 1 Variación perímetro 117 Diferencias de conversión y otros 6 Saldo a 31.12.23 4.102 Flujo de entrada de efectivo 1.275 Flujo de salida de efectivo (779) Traspasos desde mantenidos venta (nota 22) (477) Variación derivados 16 Diferencias de conversión y otros 25 Saldo a 31.12.24 4.162 . 18. Política de gestión de riesgos El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, por su diversificación geográfica y de negocio, está expuesto a determinados riesgos financieros que son gestionados adecuadamente mediante un Sistema de Gestión de Riesgos. Este sistema está diseñado para identificar eventos potenciales que puedan afectar a la organización, gestionar sus riesgos mediante el establecimiento de unos sistemas de tratamiento y control interno que permitan mantener la probabilidad e impacto de ocurrencia de dichos eventos dentro de los niveles de tolerancia establecidos y proporcionar una seguridad razonable sobre la consecución de los objetivos estratégicos empresariales. La presente política tiene como objetivo integrar la gestión de riesgos dentro de la estrategia del Grupo y establecer el marco y principios del Sistema de Gestión de Riesgos. Esta política contempla todos los riesgos asociados a las actividades desarrolladas por las líneas de negocio del Grupo en todas las áreas geográficas en las que desarrolla su actividad. a) Riesgo de variación de tipo de interés Las variaciones de los tipos de interés modifican los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable. 94 Este riesgo de variación de tipo de interés es especialmente significativo en lo relativo a la financiación de proyectos de construcción de parques eólicos y otras instalaciones de generación de energías renovables donde la rentabilidad de los proyectos puede verse afectada por las posibles variaciones del tipo de interés (véase nota 17). Este riesgo se mitiga realizando operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados (fundamentalmente operaciones de permuta de tipo de interés, Interest Rate Swaps, IRS, véase nota 19). En función de las estimaciones de la Dirección Financiera respecto de la evolución de los tipos de interés y los requerimientos de cobertura de la financiación asociada a cada proyecto, se realizan las operaciones de cobertura adecuadas que mitiguen estos riesgos y permitan alcanzar la rentabilidad esperada. El grado de cobertura sobre la deuda que se alcanza en cada proyecto depende del tipo de proyecto en cuestión y del país donde se realiza la inversión. El tipo de interés de referencia de la deuda contratada por las sociedades del Grupo Acciona es fundamentalmente el Euribor para operaciones en euros, el Term SOFR o SOFR para operaciones en dólares americanos y el BBSY para operaciones en dólares australianos. En el caso de proyectos en Latinoamérica, la deuda contratada está referenciada a los índices habituales en la práctica bancaria local, o al Term SOFR o SOFR si los proyectos en cuestión se financian en dólares americanos. Como regla general cada proyecto se financia en la divisa en la que se generarán los flujos del activo (cobertura natural del riesgo de tipo de cambio). Test de sensibilidad de los derivados y del endeudamiento Los instrumentos financieros que están expuestos a riesgo de tipo de interés son básicamente las financiaciones a tipo variable y los instrumentos financieros derivados. Con el objetivo de poder analizar el efecto de una posible variación que los tipos de interés pudieran producir en las cuentas del Grupo, se ha realizado una simulación suponiendo un aumento y una disminución de los tipos de interés a 31 de diciembre de 2024 de 50 puntos básicos en la deuda a tipo variable. Este análisis de sensibilidad ante variaciones al alza o a la baja del 0,50% en los niveles de los tipos variables, principalmente Euribor, BBSY y SOFR, provoca una sensibilidad en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables derivada del incremento o descenso del resultado financiero por pago de intereses de 9,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2024. El análisis de sensibilidad a movimientos al alza o a la baja en la curva de tipos de interés a largo plazo en relación con el valor razonable respecto de los derivados de tipos de interés que forman parte de relaciones de cobertura de flujo de efectivo registradas en el “Patrimonio neto”, contratadas por el Grupo a 31 de 95 diciembre de 2024, supone una variación del valor de la deuda por derivados financieros consolidada ante incrementos de un 1% de la curva de tipos de 2 millones de euros (mayor activo neto). b) Riesgo de tipo de cambio Debido a la fuerte internacionalización de sus negocios, el Grupo está expuesto al riesgo por tipo de cambio por operaciones con divisas de los países en los que invierte y opera. La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico-Financiera y de Sostenibilidad del Grupo empleando criterios de cobertura no especulativos. Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones: - Deuda denominada en divisa extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas, y por la financiera del Grupo. - Pagos a realizar en divisa extranjera por adquisición de aprovisionamientos o pago de bienes y servicios. - Cobros realizados en divisa extranjera. - Inversiones realizadas en sociedades extranjeras. En la medida de lo posible se emplean coberturas naturales, contratando la financiación en la misma divisa en la que el activo está nominado (cobertura natural). Cuando esto no es posible, el Grupo contrata derivados sobre divisa (fundamentalmente seguros de cambio) para cubrir operaciones que implican flujos de efectivo futuros, de acuerdo con los límites de riesgo asumibles. Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro, están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. Para mitigar este impacto, durante este ejercicio se han comenzado a implementar coberturas de inversión neta en el extranjero denominadas en dólares estadounidenses (Cross-Currency-Swap). A continuación, se presenta, en millones de euros, la composición de los activos y pasivos corrientes y no corrientes y del patrimonio neto a 31 de diciembre de 2024 en las principales monedas en las que opera el Grupo: Moneda Activo no corriente Activo corriente Pasivo no corriente Pasivo corriente Patrimonio neto Sensibilidad-10% Dólar americano 6.312 1.016 2.581 254 4.493 449 Rands sudafricanos 66 188 1 230 23 2 Dólar australiano 2.208 111 1.218 556 545 55 Dólar canadiense 578 28 103 127 376 38 . 96 c) Riesgo de crédito El riesgo de crédito consiste en la probabilidad de que la contrapartida de un contrato incumpla sus obligaciones, ocasionando una pérdida económica para el Grupo. El Grupo ha adoptado la política de negociar exclusivamente con terceras partes solventes y obteniendo suficientes garantías, para mitigar el riesgo de pérdidas financieras en caso de incumplimiento. El Grupo sólo contrata con entidades que se encuentran en el mismo rango de nivel de inversiones o por encima de éste y obtiene la información acerca de sus contrapartidas a través de organismos independientes de valoración de empresas, a través de otras fuentes públicas de información financiera y a través de la información que saca de sus propias relaciones con los clientes. Los efectos a cobrar y las cuentas de clientes consisten en un gran número de clientes distribuidos entre distintos sectores y áreas geográficas. La evaluación de las relaciones de crédito que se mantienen con los clientes y la valoración de la solvencia de sus clientes se realiza permanentemente y, allí donde se considera necesario, se contrata un seguro de garantía de crédito. El Grupo no tiene una exposición significativa al riesgo de crédito con ninguno de sus clientes o grupo de clientes con características similares. Asimismo, la concentración del riesgo de crédito tampoco es significativa. El riesgo de crédito y de liquidez de instrumentos derivados que tengan un valor razonable positivo está limitado en el Grupo, ya que tanto las colocaciones de tesorería como la contratación de derivados se realizan con entidades de elevada solvencia y altas valoraciones de crédito y ninguna contraparte acumula porcentajes significativos del riesgo total de crédito. Por otra parte, la definición del valor razonable de un pasivo en NIIF 13 basado en el concepto de transferencia de dicho pasivo a un participante del mercado confirma que el riesgo propio de crédito debe considerarse en el valor razonable de los pasivos. Por ello el Grupo añade un ajuste de riesgo de crédito bilateral con el objetivo de reflejar tanto el riesgo propio como de la contraparte en el valor razonable de los derivados. En este sentido es relevante indicar que, desde agosto de 2021, el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables cuenta con la calificación de “Investment grade” de dos agencias crediticias (Fitch y DBRS) con sendas calificaciones BBB- y BBB (stable), respectivamente, con perspectiva a largo plazo y estable, lo que muestra la fuerte solvencia con la que cuenta el Grupo para hacer frente a sus obligaciones financieras. d) Riesgo de liquidez El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables mantiene una gestión prudente del riesgo de liquidez, manteniendo el suficiente efectivo y equivalentes. 97 La responsabilidad última de la gestión del riesgo de liquidez recae sobre la Dirección General Económico Financiera del Grupo, donde se elabora un marco apropiado para el control de las necesidades de liquidez del Grupo en el corto, medio y largo plazo. El Grupo gestiona la liquidez manteniendo unas reservas adecuadas, unos servicios bancarios apropiados y una disponibilidad de créditos y préstamos, por medio de una monitorización continua de las previsiones y cantidades actuales de flujos de fondos y emparejando éstas con perfiles de vencimiento de activos y pasivos financieros (véase nota 17). Por último, cabe destacar que el Grupo en su búsqueda por la diversificación de sus fuentes de financiación, tiene registrados un programa de European Commercial Paper (ECP) por importe máximo de 2.000 millones de euros para emitir papel comercial con plazo inferior a un año y un programa Euro Medium Term Note por importe máximo de 3.000 millones de euros (ver nota 17). Según se desprende del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto, a 31 de diciembre de 2024 el Grupo tiene un fondo de maniobra negativo por importe de 363 millones de euros (sin los Activos no corrientes mantenidos para la venta ni los Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta), al ser el pasivo corriente superior al activo corriente. No obstante, en opinión de los Administradores de la Sociedad Dominante, no se anticipan problemas para atender las deudas con terceros en las fechas de sus respectivos vencimientos, por cuanto, los presupuestos del Grupo, que reflejan el juicio de la Dirección basado en circunstancias actuales, los factores que considera más significativos y su evolución más probable, prevén una generación de fondos suficientes para atender los pagos del Grupo en el próximo ejercicio reforzada por la capacidad de financiación del Grupo y considerando adicionalmente las líneas de financiación no dispuestas existentes al cierre del ejercicio 2024. e) Riesgo económico “vs” desviaciones presupuestarias El Grupo dispone de un sistema global de control económico y presupuestario para cada negocio, adaptado a cada actividad, que proporciona la información necesaria a los responsables de negocio y les permite controlar los riesgos potenciales y adoptar las decisiones de gestión más adecuadas. Periódicamente la información de gestión económico – financiera generada se contrasta con los datos e indicadores previstos, evaluando las desviaciones tanto en volumen de negocio como en rentabilidad, cash-flow y otros parámetros relevantes y fiables, tomando, en su caso, las medidas correctoras pertinentes. f) Riesgo de precio y regulación Una parte significativa de la actividad de generación eléctrica del Grupo en España se encuentra sujeta al marco regulatorio inicialmente establecido por el RDL9/2013 y la nueva metodología retributiva quedó establecida en el Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. El modelo retributivo establecido trata de proporcionar unos ingresos predecibles para las plantas acogidas al mismo y mitiga la exposición de las mismas a las variaciones de los precios de mercado mediante la revisión de este parámetro retributivo cada 3 años (semiperíodo regulatorio). Asimismo, la regulación prevé la posible revisión de los parámetros que determinan 98 la retribución futura de las plantas cada 6 años (período regulatorio), cuya modificación podría afectar a los resultados de las operaciones sujetas a dicha regulación. El Real Decreto-ley 17/2019 fija y hace extensible la retribución razonable del primer periodo regulatorio para los dos siguientes (hasta 2032). La fijación de esta rentabilidad objetivo (7,398%) a largo plazo eliminó gran parte de las incertidumbres asociadas a la revisión del resto de parámetros retributivos, ya que garantiza el retorno para las instalaciones existentes. Tras las modificaciones regulatorias ocurridas a lo largo el ejercicio 2023, principalmente el RDL 5/2023 de 28 de junio y la orden TED/741/2023 de 30 de junio (ver Anexo V) se preveía que en una parte significativa de los activos renovables del Grupo ya no percibirán una retribución adicional al precio de mercado, quedando por tanto expuestos a las variaciones de precio del mercado eléctrico en el semiperiodo regulatorio 2023-2025. Por último, el 31 de mayo de 2024 se ha publicado la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta orden cambia la metodología retributiva para las instalaciones de biomasa con efectos desde 1 de julio de 2024 a través de la actualización de las retribuciones a la operación de forma trimestral y al inicio de cada trimestre e incorporando en su cálculo las oscilaciones de precios de mercado que se estiman para el periodo de referencia. Igualmente, fija la retribución a la inversión hasta el final de la vida regulatoria de la respectiva instalación, que ya sólo se verá actualizada al final de este semiperiodo y por el ajuste por desviaciones de precio obtenidos durante el año 2023 y establece un mecanismo de compensación temporal para el ajuste por desviaciones de precios acaecido durante el primer semestre de 2024. El efecto de este cambio normativo en las instalaciones de biomasa del Grupo ha consistido en una anticipación de los efectos de caja de los mecanismos regulatorios, derivados del régimen transitorio de compensación comentado en el párrafo anterior y, en menor medida, de la anticipación en las actualizaciones de la retribución a la operación que en todo caso captura mejor la evolución del coste de los suministros y evita un problema de solvencia en escenarios de precio deprimidos. De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 19% se encuentra sujeta a retribución regulada (20% de la producción del ejercicio 2023), un 61% se encuentra cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (59% de la producción del ejercicio 2023) y el resto se retribuye a precio de mercado. El Grupo trata de reducir la exposición al riesgo de mercado a través de contratos privados de compra/venta de energía (PPA) que permiten establecer durante un periodo acordado el precio de venta futuro con terceros y minorar así la exposición a posibles cambios de tarifa en el mercado. 99 De forma global, en lo que se refiere al riesgo de precio en los mercados eléctricos del resto de los países en los que el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables opera, aproximadamente un 52% de su producción está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o hedge) (51% en el ejercicio 2023), un 14% bajo una regulación o estructuras de feed in tariff (17% en el ejercicio 2023) y el resto, a través de la venta libre en mercado. La práctica totalidad de los contratos PPA firmados por el Grupo son contratos que se liquidan mediante entrega física de energía y se formalizaron o se mantienen con el objetivo de recibir o entregar energía, de acuerdo con las compras, ventas o requerimientos de utilización en base a la estrategia del Grupo, por lo que no son objeto de registro (véase nota 3.2.G). Aquellos PPA que no se liquidan mediante entrega física (hedge) son valorados por el Grupo a valor razonable con cambios a través de la cuenta de resultados o de patrimonio neto, en caso de aplicarse criterios de cobertura (véase nota 19). g) Riesgo de cambio climático y transición energética Corporación Acciona Energías Renovables promueve la adopción de objetivos globales ambiciosos para la descarbonización de la economía, de manera que incluye en su modelo de negocio y en el Sistema de Gestión de Riesgos de la compañía la gestión de los riesgos y oportunidades relacionados con el cambio climático. La metodología empleada se basa en las guías del Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera Relacionada con el Clima (TCFD, por sus siglas en inglés), actualmente integrado en el IFR (International Financial Reporting Standards, por sus siglas en inglés). La gobernanza en materia de cambio climático está a cargo de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad del Consejo de Administración, que desempeña, entre otras, las siguientes funciones: - Identificar y orientar las políticas, objetivos, buenas prácticas y programas de cambio climático del Grupo. - Evaluar, monitorizar y revisar los planes de ejecución de las estrategias elaboradas por los ejecutivos del Grupo. - Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestionar el grado de cumplimiento de las estrategias implementadas. - Elevar al Consejo de Administración las políticas, objetivos y programas de cambio climático, así como el presupuesto estimado para su realización. La gestión de riesgos climáticos se lleva a cabo mediante un procedimiento específico, que identifica, valora, prioriza y comunica a los órganos ejecutivos del Grupo, los riesgos vinculados al cambio climático que podrían afectar a sus centros de trabajo. Este proceso permite la elaboración de políticas de actuación a partir de umbrales de tolerancia apropiados al logro de objetivos del Grupo a diferentes horizontes temporales. Se ha establecido como corto (1 año), medio (5 años) y largo plazo (10 años) conforme a los análisis de escenarios y objetivos de reducción de emisiones asumidos por el Grupo. 100 Para la identificación de riesgos y oportunidades climáticas se emplean diversas herramientas como, por ejemplo, el modelo digital de cambio climático, el cual monitoriza, para todos los centros de trabajo, las variables del clima, históricas y proyectadas, en distintos escenarios climáticos y con distintos horizontes temporales previstos en los últimos informes del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC). Este instrumento supervisa las variables de producción y financieras, generación de emisiones y consumos energéticos e incluye referencias a las políticas climáticas y a los mercados de carbono de cada región. Se emplean adicionalmente herramientas no integradas en el modelo digital para la identificación de requisitos legales e igualmente resulta indispensable la experiencia de los miembros del grupo evaluador de los riesgos de cambio climático. El proceso de gestión de riesgos se realiza anualmente. Mediante el empleo de las herramientas mencionadas, se plantea una batería de situaciones de riesgo para todos los centros, grupos de centros y/o actividades del Grupo (o de su cadena de valor), atendiendo a su localización geográfica, tipo de actividad y vulnerabilidad, las cuales se caracterizan y cuantifican en base a una serie de indicadores clave. Los escenarios climáticos empleados se fundamentan tanto en aquellos desarrollados por el IPCC, que incluyen trayectorias que van desde incrementos moderados de la temperatura hasta escenarios de calentamiento extremo (por encima de 3 °C), mostrando diferentes niveles de riesgo físico derivados de fenómenos meteorológicos cada vez más intensos, como en los proyectados por la Red de Bancos Centrales y Supervisores para la Ecologización del Sistema Financiero (NGFS) que contemplan transiciones más o menos abruptas hacia modelos bajos en carbono, evaluando factores macroeconómicos y financieros, así como la resiliencia de los sectores más expuestos. Aquellas situaciones de riesgo climático que presentan mayor probabilidad de ocurrencia y consecuencia económico-financiera y/o reputacional son consideradas materiales y conllevan la realización de fichas específicas de tratamiento que informen a los órganos de decisión de la compañía sobre la situación actual y opciones para gestionar el riesgo (mitigación, adaptación, transferencia o aceptación del riesgo y coste estimado). Finalmente, las situaciones de riesgo climático identificadas y analizadas se integran en el Sistema de Gestión de Riesgos general del Grupo, donde se determina su tolerabilidad, en base a la estructura presentada anteriormente. Enmarcada en la estrategia de negocios bajos en carbono, Corporación Acciona Energías Renovables evalúa anualmente los riesgos y oportunidades climáticas más significativos para la compañía. Durante 2024, los riesgos climáticos se identificaron junto con su impacto potencial y horizonte temporal, alcance geográfico y por negocio y acciones iniciadas para su gestión. Los riesgos físicos por cambios climáticos más significativos identificados son el posible incremento de coste del capital por un potencial desacoplamiento del desempeño de la compañía en relación a sus objetivos públicos de descarbonización (en el corto-medio plazo) y la adaptación o el incumplimiento de las nuevas 101 normativas en relación con la transición climática que podría ocasionar sanciones económicas y dañar la reputación y competitividad de la compañía (en el medio-largo plazo). Ninguno de los riesgos identificados tiene un impacto material en el desempeño financiero del Grupo. De manera general, puede afirmarse que la estrategia de negocio del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables es resiliente al cambio climático, con un impacto moderadamente bajo en cuanto a los riesgos y alto en cuanto a las oportunidades. En la preparación de las cuentas anuales consolidadas a 31 de diciembre de 2024, el Grupo Acciona Energías Renovables ha considerado el impacto del cambio climático en las principales hipótesis de sus estimaciones y juicios contables, sin identificar deterioros de valor en sus activos materiales e intangibles, modificaciones en la valoración de instrumentos financieros, ni obligaciones adicionales a las ya registradas. 19. Instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados contratados y vigentes a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el estado de situación financiera consolidado adjunto a su valor de mercado, según el siguiente detalle: Millones de euros 31.12.2024 Tipología derivados Nivel de jerarquía Activo (notas 10 y 11) Pasivo (notas 17 y 20) Corriente No corriente Corriente No corriente Cobertura de energía Nivel 2 6 63 3 448 Otros derivados de energía Nivel 2 8 44 12 42 Derivados de tipos de interés Nivel 2 1 24 Cross currency swap Nivel 2 9 Cobertura de tipos de cambio Nivel 2 5 Derivados de tipos de cambio Nivel 2 3 9 Total derivados 23 131 24 499 Millones de euros 31.12.2023 Tipología derivados Nivel de jerarquía Activo (notas 10 y 11) Pasivo (notas 17 y 20) Corriente No corriente Corriente No corriente Cobertura de energía Nivel 2 14 86 88 Otros derivados de energía Nivel 2 34 15 28 Derivados de tipos de interés Nivel 2 24 3 Cross currency swap Nivel 2 Cobertura de tipos de cambio Nivel 2 Derivados de tipos de cambio Nivel 2 6 2 Total derivados 20 144 17 119 102 a) Cobertura de energía Las sociedades del Grupo, dentro de sus operaciones, buscan cerrar contratos de venta de energía a largo plazo de parte o de toda la energía que producen sus instalaciones de forma que se mitiguen parcial o totalmente los riesgos de oscilación de la venta a precios de mercado. Estos contratos, dependiendo del marco regulatorio en el que operan las instalaciones, pueden cerrarse con entrega física de energía (los denominados Power Purchase Agreements o PPA) o a través de derivados financieros en los que el subyacente es el precio de energía de mercado y se liquidan periódicamente por la diferencia entre este y el precio de ejercicio para la producción establecida contractualmente. En este último caso, el Grupo registra el valor de mercado del derivado siempre que no se pueda demostrar que se ha contratado conforme a la estrategia de venta de energía establecida para la instalación y, dependiendo de las características del contrato y la forma en que se liquida, lo designa como de cobertura o con cambios registrados a través de la cuenta de pérdidas y ganancias. El total del valor de los derivados de energía registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2024 y 31 de diciembre de 2023 es el siguiente en millones de euros: 2024 2023 Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () 4.046 (505) 121 4.035 (131) 134 () El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos. Derivados de energía designados como cobertura contable El Grupo, para eliminar riesgo en las oscilaciones de precio aplicable a la energía generada por sus activos en España que están expuestos al mismo (véase Nota 18), contrata coberturas financieras del precio de venta de energía a corto plazo en los diferentes mercados a plazo disponibles (OMIP, MEFF, EEX, …) de acuerdo con sus políticas y con las expectativas de la Alta Dirección respecto a la evolución de los precios de la energía a nivel nacional. Estas coberturas, fundamentalmente forwards y swaps, se liquidan por diferencias. Por otra parte, el Grupo contrata derivados de cobertura de compra de energía para cubrir el riesgo de oscilaciones de precio en los contratos con clientes de comercialización de energía cerrados a precio fijo. 103 Determinadas filiales del Grupo que se encuentran en Australia, Polonia y Canadá tienen firmados contratos que les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de MWh. Todos estos contratos se valoran a mercado y los cambios de valor se registran , en su mayor parte, como ajustes por cambios de valor en el patrimonio neto. 2024 2023 Derivados de energía Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Cobertura contable 2.643 (451) 69 2.637 (88) 100 () El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos. Derivados de energía clasificados a valor razonable con impacto a través de la cuenta de resultados consolidada Ciertos contratos de venta de energía a largo plazo con liquidaciones por diferencias contratados en España, Chile y en Estados Unidos, por sus condiciones de contratación y liquidación, no son susceptibles de ser tratados como de cobertura y, por tanto, el Grupo los valora al cierre del ejercicio y cualquier cambio en su valoración se registra en la cuenta de resultados en el epígrafe “Resultado por variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable”. . 2024 2023 Derivados de energía Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Con cambios en resultados 1.403 (54) 52 1.398 (43) 34 . La variación en la valoración se ha registrado en el epígrafe “Resultado de variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable” de la cuenta de resultados consolidada como ingreso por un importe de 7 millones de euros en el ejercicio 2024 (8 millones de euros en el ejercicio 2023). b) Cobertura de tipo de interés El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables contrata regularmente derivados de tipos de interés que designa como instrumentos de cobertura contable. Con dichos instrumentos se busca cubrir la potencial variación de flujos de efectivo por el pago de intereses asociados a financiaciones a largo plazo a tipo variable, así como la variación del valor razonable de pasivos financieros atribuible a los movimientos de tipo de interés. 104 Los instrumentos financieros derivados de cobertura de tipo de interés contratados y vigentes a 31 de diciembre de 2024 y 2023 se encuentran registrados en el estado de situación financiera consolidado adjunto a su valor de mercado, según el siguiente detalle: 2024 2023 Derivados de tipos de interés Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Cobertura de flujos de efectivo 130 1 3 226 (3) 2 2 Cobertura de valor razonable 500 24 500 22 Total 630 -- 25 3 726 (3) 24 2 () El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos. () Los pasivos financieros correspondientes a los interest rate swap han sido registrados en el epígrafe de “Deudas con entidades de crédito” del estado de situación financiera consolidado. El importe nocional contractual de los contratos formalizados por sociedades cuyos activos se encuentran traspasados a Activos mantenidos para la venta asciende a 70 millones de euros a 31 de diciembre de 2024. Dentro de los derivados de tipo de interés, el Grupo utiliza las permutas financieras (“swaps”) de tipo de interés que tienen como finalidad fijar o limitar la evolución de los tipos utilizados en las financiaciones cubiertas. Estos derivados financieros se contratan principalmente para cubrir los flujos de caja de la deuda contraída en la financiación de las instalaciones de generación de energías renovables. Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes en la fecha del estado de situación financiera consolidado. Prácticamente en su totalidad las permutas financieras sobre tipos de interés están diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo y el valor razonable de las mismas se difiere y registra dentro del patrimonio neto. Los cambios en el valor razonable de estos instrumentos se registran directamente dentro del patrimonio neto (véase nota 15.d)). El impuesto anticipado o diferido neto generado por el reconocimiento de estos instrumentos, que asciende a 0,2 millones de euros acreedores a 31 de diciembre de 2024 y 0,3 millones de euros de impuesto anticipado neto a 31 de diciembre de 2023, se ha registrado con cargo o abono a cuentas del patrimonio neto (véase nota 21). Los métodos y criterios utilizados por el Grupo para determinar el valor razonable se describen en la nota 3.2.G. 105 Los períodos en los que se espera que estas coberturas impacten en la cuenta de resultados, en proporción al porcentaje de participación, se exponen a continuación: Liquidaciones futuras < 1 mes 1 - 3 meses 3 meses - 1 año 1 año - 5 años + 5 años Sociedades grupo (3) 20 15 Asociadas () 1 3 2 () En el importe de inversión en asociadas se detalla al porcentaje de participación que ostenta el Grupo y se detalla sin considerar el efecto impositivo. El valor nocional de los pasivos objeto de cobertura de tipo de interés proviene de: 2024 2023 Sociedades grupo o multigrupo 539 634 Sociedades asociadas () 91 92 Total nocionales contratados 630 726 () Importes detallados al porcentaje de participación. El importe nocional contractual de los contratos formalizados no supone el riesgo asumido por el Grupo, ya que este importe únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado. A continuación, se muestra, en proporción al porcentaje de participación, la evolución de los valores nocionales de los instrumentos financieros contratados en los próximos años: Evolución de valores nocionales 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Sociedades grupo 500 500 500 500 500 250 Asociadas () 84 77 70 63 55 47 () Importes detallados al porcentaje de participación. c) Cobertura de tipo de cambio Coberturas de tipo de cambio con impacto en reservas El Grupo utiliza derivados sobre divisas para cubrir operaciones y flujos de efectivo futuros significativos. A 31 de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el estado de situación financiera adjunto a su valor de mercado según el siguiente detalle: 106 2024 2023 Coberturas de tipo de cambio Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Coberturas de tipo de cambio con cambio en reservas 92 0 5 0 0 0 0 0 Total 92 0 5 0 0 0 0 0 Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes en la fecha del estado de situación financiera. Prácticamente en su totalidad, las operaciones de compra de divisa están diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo y la variación del valor razonable de las mismas se registra dentro del patrimonio neto. El detalle de las operaciones vigentes al 31 de diciembre de 2024, es el siguiente, expresado en millones de la divisa contratada: 2024 Divisa Último vencimiento Importe contratado (en millones de divisa) Activo financ. (nota 10) Compra de divisas USD 02.01.2025 100 5 Los períodos en los que se espera que estas coberturas impacten en la cuenta de resultados, se exponen a continuación: Liquidaciones futuras < 1 mes 1 - 3 meses 3 meses - 1 año 1 año - 5 años + 5 años Sociedades grupo 5 Coberturas de tipo de cambio con impacto en resultado Existen instrumentos de cobertura de tipos de cambio cuya partida cubierta se encuentra devengada, registrada en el estado de situación financiera y pendiente de pago, es decir, los flujos de efectivo futuros esperados cubiertos por el derivado afectan al resultado del ejercicio en curso al devengar diferencias de tipo de cambio. Cuando las partidas cubiertas se encuentran ya registradas, el Grupo deja de reconocer impacto en reservas y se registra la variación de valor razonable de los mismos en la cuenta de pérdidas y ganancias, de tal forma que la partida cubierta y el instrumento derivado mantengan una correlación en su registro. 107 Los instrumentos financieros derivados a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el estado de situación financiera adjunto a su valor de mercado, en el activo o pasivo en función de la valoración con efectos en la cuenta de pérdidas y ganancias, según el siguiente detalle: 2024 2023 (millones de euros) Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Coberturas de tipo de cambio con cambio en resultados 757 9 3 587 2 5 Total 757 9 3 587 2 5 El detalle de las operaciones vigentes a 31 de diciembre de 2024 y 2023, en millones de euros, es el siguiente: 2024 Divisa Último vencimiento Importe contratado (en millones de divisa) Activo financ. (nota 10) USD 20.02.2025 626 2 AUD 20.03.2025 121 -9 CAD 12.06.2025 101 -- Estos derivados se han contratado para cubrir exposiciones a moneda extranjera en el corto plazo. Los períodos en los que se espera que estas coberturas de flujos de efectivo impacten en la cuenta de resultados, se exponen a continuación (en millones de euros): Liquidaciones futuras < 1 mes 1 - 3 meses 3 meses - 1 año 1 año - 5 años + 5 años Sociedades grupo (7) 1 d) Coberturas de tipo de cambio y de tipo de interés (CCS) El Grupo contrata cross currency swaps con el fin de gestionar el riesgo de fluctuación de tipo de cambio asociado a las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro, de forma que mitiga los impactos derivados de la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. Mediante estas estructuras, el Grupo intercambia flujos de capital e interés en moneda extranjera por otros flujos de capital e intereses en euros. 108 Los instrumentos financieros derivados a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el estado de situación financiera adjunto a su valor de mercado, en el activo o pasivo en función de la valoración, según el siguiente detalle: 2024 2023 Cross currency swap Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Cobertura de flujo de efectivo 209 1 Cobertura de inversión neta 318 8 A continuación, se muestra la evolución de los valores nocionales de los instrumentos financieros contratados para los próximos años: Evolución de valores nocionales 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Sociedades grupo 527 527 527 527 527 527 Los períodos en los que se espera que estas coberturas impacten en la cuenta de resultados, se exponen a continuación (en millones de euros): Liquidaciones futuras < 1 mes 1 - 3 meses 3 meses - 1 año 1 año - 5 años + 5 años Sociedades grupo 2 (12) (39) 3 109 El resumen de los impactos en el patrimonio neto de las valoraciones de instrumentos derivados a 31 de diciembre de 2024 es el siguiente: Concepto 2024 Pasivo financiero por cobertura de tipo de interés Activo financiero por cobertura de tipo de interés (nota 10) (1) Impacto positivo en patrimonio por cobertura de tipo de interés por sociedades asociadas, neta de impuestos (3) Impuesto neto deudor por cobertura de tipo de interés Otros, principalmente por impacto de CCS (8) Saldo ajuste por variaciones de valor en operaciones de cobertura de tipo de interés (12) Pasivo por contratos de energía 450 Activo por contratos de energía (69) Activos financieros netos liquidados diariamente en efectivo 2 Impuesto neto deudor por contratos de energía (113) Impacto negativo en patrimonio por contratos de energía por sociedades asociadas, neta de impuestos Otros, principalmente por la participación de externos en operaciones de contratos de energía (11) Saldo ajuste por variaciones valor contratos de energía (neto externos e impuesto) 259 Saldo ajuste por variación de valor en operaciones de cobertura de tipo de cambio (neto de minoritarios e impuesto) (3) Total saldo deudor por ajustes en variación de valor a 31 de diciembre (nota 15) 244 . 20. Otros pasivos no corrientes y corrientes El desglose de este epígrafe del estado de situación financiera consolidado es el siguiente, en millones de euros: . No corrientes Corrientes 2024 2023 2024 2023 Subvenciones 115 92 Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios 147 97 Acreedores a largo plazo 166 111 Acreedores por derivados no financieros (Nota 19) 490 116 Deudas con empresas del Grupo (Nota 32) 64 52 Deudas con empresas asociadas y vinculadas (Nota 32) 649 440 11 5 Remuneraciones pendientes de pago 42 45 Otros acreedores 42 33 Proveedores de inmovilizado 9 18 763 812 Administraciones públicas (Nota 21) 80 80 Saldo final 1.576 874 1.002 1.027 El movimiento habido en el epígrafe de “Subvenciones” en los ejercicios 2024 y 2023, es el siguiente: 110 . Subvenciones Saldo a 31.12.2022 93 Imputación a resultados (nota 22) (7) Variación de perímetro 8 Otros (2) Saldo a 31.12.2023 92 Altas 26 Imputación a resultados (nota 22) (7) Otros 4 Saldo a 31.12.2024 115 . En el ejercicio 2024 las altas del epígrafe de “Subvenciones” se corresponden, principalmente, con la concesión de subvenciones en proyectos situados en España y en Canadá que en el momento de cierre de las presentes cuentas anuales consolidadas se encuentran en construcción. En el 2023 la variación más significativa se debió a la imputación de resultados del ejercicio. El movimiento registrado en el apartado “Variación de perímetro” en el ejercicio 2023 correspondió a la compra del porcentaje adicional de la sociedad Amper Central Solar, Lda., integrada previamente mediante el método de puesta en equivalencia. El epígrafe de “Otros”, tanto del ejercicio 2024 como del 2023, recoge fundamentalmente las diferencias de cambio derivadas de la variación del dólar estadounidense frente al euro. Dentro del epígrafe de “Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios” se encuentra registrada principalmente la venta anticipada de los derechos sobre el Investment Tax Credit (ITC, véase Anexo V) de un proyecto de baterías y de una planta fotovo ltaica, ambas instalaciones en Estados Unidos. El importe correspondiente a estos derechos se imputa a la cuenta de resultados durante el periodo de vida útil de los proyectos. El epígrafe “Acreedores a largo plazo” del pasivo no corriente del estado de situación financiera consolidado recoge, principalmente, el pasivo acumulado neto derivado del ajuste por desviaciones en los precios de mercado establecido en la regulación española para los activos de generación renovable por la parte generada hasta el inicio del actual semiperiodo regulatorio y que a 31 de diciembre de 2024 asciende a un importe de 102,4 millones de euros (véase Nota 3.2.M). A 31 de diciembre de 2023 el Grupo aplicó el criterio alternativo establecido en el comunicado emitido por CNMV sobre los criterios a aplicar para reflejar en los estados financieros consolidados el “valor de ajustes por desviaciones de precio del mercado (Vajdm)” a la IT-00657, IT-00658 e IT-00659. A efectos de los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2024 y como consecuencia de la caída en los precios de venta de energía y de la evolución esperada de los precios a futuro, dicho criterio alternativo sólo se ha aplicado a la IT-00657 dado que para el resto de las IT ya no se concluye que sea altamente probable 111 que se alcancen rentabilidades superiores a las garantizadas por el RD 413/2014, por lo que abandonar el régimen retributivo tendría consecuencias económicas más adversas que permanecer en el mismo. Para alcanzar tal conclusión no se ha contado con informes de expertos. El Grupo utiliza como fuente de información principal la curva de cotización de precios a futuro de OMIP aplicable a la fecha de cierre que corresponda (31 de diciembre de 2024 y 2023) y para los que es razonable pensar que las conclusiones alcanzadas representan un alto grado de consenso de mercado. No existen pasivos por desviaciones en el precio de mercado no registrados al cierre a 31 de diciembre de 2024. El importe de pasivo neto no registrado a 31 de diciembre de 2023 era de 106,1 millones de euros. A 31 de diciembre de 2024 la partida “Acreedores por derivados no financieros” incluye un importe de 490 millones de euros (116 millones de euros a 31 de diciembre de 2023) correspondiente al valor razonable de derivados sobre commodities contratados por filiales del Grupo, principalmente en Australia, para el suministro de energía que les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de energía generada. Estos contratos se valoran a mercado (véase nota 18 y 19). Para determinados contratos incluidos en el epígrafe, por importe de 26 millones de euros (19 millones de euros a 31 de diciembre de 2023), el Grupo capitalizó la diferencia entre el precio de la transacción y la estimación del valor razonable (“Day-one profit and losses”) de estos derivados y la está imputando de forma lineal en la cuenta de resultados consolidada en el epígrafe “Resultados por variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable” y llevará a resultados el importe pendiente en el momento en que la estimación de precios de mercado a largo plazo se realice para todos los años de la valoración en base a datos observables. Este importe pendiente se presenta neto del valor del derivado asociado. El importe bruto de los derivados asciende a 65 millones de euros, de los cuales se han neteado 39 millones de euros a 31 de diciembre de 2024. A 31 de diciembre de 2023 el importe bruto ascendía a 61 millones de euros, del cual fueron neteados 42 millones de euros. La variación registrada en el epígrafe “Proveedores de inmovilizado” se explica principalmente por la variación de las inversiones en curso realizadas y pendientes de pago respecto de las que se encontraban en esta situación en el ejercicio anterior en los parques eólicos en construcción en Canadá, Australia, Perú y España; en las plantas fotovoltaicas de Estados Unidos y Australia; en proyectos de almacenamiento con baterías en Estados Unidos y en una planta de biomasa en España. Adicionalmente, dentro de este epígrafe se recogen los importes pendientes de pago derivados de la adquisición del proyecto de dos parques eólicos en Estados Unidos (Green Pastures) por importe de 200 millones de euros (véase Nota 4). En el ejercicio 2023 se realizaron los pagos derivados de la adquisición en el ejercicio 2022 del proyecto de almacenamiento con baterías en Estados Unidos (Cunningham) por importe de 211 millones de euros. El importe registrado en el epígrafe de “Deudas con empresas del Grupo” dentro del pasivo corriente del estado de situación financiera consolidado recoge la deuda con Acciona S.A. y otras sociedades del Grupo Acciona como consecuencia del régimen de tributación consolidada por Impuesto sobre Sociedades en España y Australia. 112 Por otra parte, el importe registrado en el epígrafe “Deudas con empresas asociadas y vinculadas” del pasivo no corriente y corriente del estado de situación financiera consolidado se encuentran las aportaciones financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones del Grupo, fundamentalmente siete instalaciones de producción de energía renovable en Estados Unidos a través de la estructura de Tax Equity Investor por importe de 545,6 millones de euros (334,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). En el ejercicio 2024, las aportaciones netas recibidas por el Grupo por este concepto han sido de 260 millones de euros (en el ejercicio 2023 las aportaciones netas recibidas fueron de 152 millones de euros). Estos préstamos devengan intereses anuales a un tipo equivalente a la rentabilidad objetivo establecida en contrato (véase nota 3.2.g). Durante el ejercicio 2024 la Sociedad ha completado la contabilización de la combinación de negocios de Energías Renovables Mediterráneas, S.A. mediante la actualización del valor razonable de los activos y pasivos adquiridos, procediendo a reclasificar a este epígrafe los derechos económicos correspondientes al 25% de participación en dicha filial de los ejercicios 2024 y 2023 que no pertenecen al Grupo (ver nota 2.3.c) y que a 31 de diciembre de 2024 ascienden a un importe de 100 millones de euros, de los que 90 millones se encuentran registrados en la parte no corriente del estado de situación financiera consolidado (105 millones de euros a 31 de diciembre de 2023, de los cuales 100 millones correspondían a la parte no corriente). 21. Situación fiscal a) Régimen de consolidación fiscal De acuerdo con la normativa vigente, los grupos fiscales consolidados incluyen a la Sociedad Dominante junto con determinadas sociedades dependientes, que cumplen los requisitos exigidos por la normativa fiscal. Desde el ejercicio 2009 existe un único grupo fiscal en España acogido a este régimen especial de tributación, cuya sociedad dominante es Acciona, S.A. Además del grupo fiscal español, el grupo tributa en régimen de consolidación fiscal en Australia, EEUU y Portugal. El resto de las entidades del Grupo presenta individualmente sus declaraciones de impuestos de acuerdo con el régimen estatal y foral aplicable en su caso o la normativa fiscal vigente en cada jurisdicción. Por su parte, y con efectos del 1 de enero de 2008, varias entidades del grupo se acogieron al régimen especial de grupos de entidades de IVA, previsto en el Capítulo IX del Título IX de la Ley 37/1992, de 28 de diciembre, del Impuesto sobre el Valor Añadido, cuya sociedad dominante es Acciona, S.A. Asimismo, en España tributan en régimen especial de grupo de IVA varias entidades bajo la normativa foral de Navarra. Por otro lado, a nivel internacional, existen grupos de IVA en Australia. 113 b) Ejercicios abiertos a inspección fiscal Con fecha 1 de julio de 2021, el Servicio de Inspección de la Delegación Central de Grandes Contribuyentes notificó a Acciona, S.A., en su condición de sociedad dominante, el inicio de actuaciones inspectoras de alcance general del Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2013 a 2017 del grupo de consolidación fiscal, así como del grupo especial de IVA para todos los meses correspondientes al segundo semestre de 2017 y retenciones de IRPF, IRNR y capital mobiliario para el mismo periodo. Posteriormente, la misma Delegación Central de Grandes Contribuyentes notificó a varias sociedades del Grupo fiscal el inicio de actuaciones inspectoras de alcance general del Impuesto sobre Sociedades, para diferentes ejercicios. Este procedimiento inspector finalizó con la firma el 11 de julio de 2023 de las siguientes Actas: - Actas de conformidad por retenciones de IRPF e IVA (2017) con deudas a ingresar de 11 y 35 miles euros, respectivamente. - Acta de disconformidad IRNR 2017 de la que resultó una deuda tributaria de 190 miles euros (intereses de demora incluidos). El 18 de septiembre de 2023, la Oficina Técnica dictó Acuerdo de liquidación confirmando la regularización, que no ha sido recurrido. - Acta de disconformidad del IS 2013-2017 de la que resultó una deuda tributaria de 2.683 miles euros (intereses de demora incluidos) y sin sanción. El 27 de septiembre de 2023, la Oficina Técnica dictó Acuerdo de liquidación que confirmaba la regularización realizada, interponiéndose reclamación económico-administrativa ante el Tribunal Económico-Administrativo Central (TEAC) el 3 de noviembre de 2023, presentándose alegaciones el 12 de abril de 2024. La deuda ha sido suspendida con aportación de aval y se encuentra debidamente provisionada. Con fecha 24 de julio de 2023, Acciona, S.A. instó la rectificación de la autoliquidación del Impuesto sobre Sociedades del ejercicio 2018, consecuencia de la declaración de inconstitucionalidad por la STC 11/2024 del artículo 3.Primero, apartado Uno y Dos, del Real Decreto-ley 3/2016, de 2 de diciembre, que incluyó una reversión obligatoria de 1/5 de las pérdidas por deterioro de los valores representativos de la participación en el capital o en los fondos propios de entidades que hubiesen resultado fiscalmente deducibles y de la limitación a la compensación de bases imponibles negativas de ejercicios anteriores. Dicho procedimiento de solicitud de rectificación finalizó con la apertura de una actuación inspectora de alcance parcial limitada, firmándose un Acta de conformidad el 5 de febrero de 2025. La sociedad Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A. recibió el 10 de enero de 2013 comunicación de inicio de actuaciones inspectoras relativas al Impuesto sobre Sociedades y al Impuesto sobre el Valor Añadido de los ejercicios 2008 y 2009, en las que se revisó la valoración de los derechos eólicos que fueron objeto de transmisión en el ejercicio 2009. Dichas actuaciones concluyeron con la firma de un acta en disconformidad. Dicha sociedad recibió el Acuerdo de liquidación por parte de la Oficina Técnica de la Delegación Central de Grandes Contribuyentes el 23 de diciembre de 2013 e interpuso con fecha 13 de enero de 2014 la correspondiente reclamación económico-administrativa ante el TEAC. Con fecha 16 de febrero de 2017, el 114 TEAC notificó resolución estimando parte de la reclamación presentada en virtud de la cual se anuló el Acuerdo de liquidación por defecto formal y se retrotrajeron las actuaciones a la fase de inspección. El 27 de agosto de 2017, la Oficina Técnica del Departamento de Control Tributario y Aduanero de la AEAT notificó Acuerdo de ejecución de resolución del TEAC, acordando la retroacción de las actuaciones a la fase de inspección y notificando un nuevo Acuerdo de liquidación. El 22 de septiembre de 2017 se presentó escrito de interposición de reclamación económico-administrativa ante el TEAC, notificando resolución de 24 de septiembre de 2020 (RG 00/0241/2014) con estimación parcial y reducción de la liquidación resultante de las actas de inspección. Contra el citado fallo se interpuso recurso contencioso-administrativo (14 de diciembre de 2020) ante la Audiencia Nacional, presentándose escrito de formalización de demanda el 4 de mayo de 2021 y escrito de conclusiones el 17 de enero de 2023, pendiente de resolución. Respecto a la suspensión de la ejecución del acto impugnado se solicitó dispensa total de garantías, interponiéndose con fecha 6 de octubre de 2014 recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional contra la resolución del TEAC que acordó su inadmisión. Mediante auto del 19 de noviembre de 2014 la Audiencia Nacional desestimó dicha solicitud de suspensión. Posteriormente, se presentó recurso de casación ante el Tribunal Supremo el 2 de febrero de 2015 y con fecha 28 de enero de 2016 recibió notificación de sentencia estimatoria del recurso presentado, por lo que la Audiencia Nacional acordó la suspensión de la ejecución de la deuda tributaria. Como consecuencia de la notificación de un nuevo acuerdo de liquidación en ejecución de la Resolución del TEAC, que contenía la correspondiente deuda tributaria, la sociedad solicitó nuevamente la suspensión de la ejecutividad de la deuda con dispensa total de garantías ante el TEAC. Con fecha 25 de junio de 2019 el TEAC denegó la suspensión con dispensa de garantías. Contra dicha denegación, se interpuso recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional y se abrió pieza separada de suspensión. Finalmente, la Audiencia Nacional ha dictado sentencia estimatoria el 7 de marzo de 2022 (Rec. 585/2019), acordando la suspensión supeditada a la constitución de la citada garantía ofrecida sobre los derechos eólicos de las zonas 10 y 12 del plan eólico de Comunidad Valenciana. Por su parte, con fecha 19 de junio de 2021, se recibió notificación de Acuerdo de ejecución de la resolución del TEAC de 24 de septiembre de 2020. Adicionalmente, Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A. recibió notificación de Ejecución de la Resolución del TEAC de 23 de marzo de 2022, relativa a Elecnor, S.A. y Enerfin Sociedad de Energía, S.L. (con RG 00/05239/2021), pero no a Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A., de 09 de mayo de 2022. Contra las citadas Ejecuciones se interpuso recurso contra la ejecución (ex artículo 241 ter de la Ley General Tributaria), el 20 de julio de 2021 y 9 de junio de 2022 respectivamente, recibiéndose Resoluciones estimatorias de 23 de febrero de 2023 (RG 00/05632/2021 y RG 00/05704/2022) que erróneamente anulaban las Ejecuciones por presunta suspensión de la Resolución del TEAC de 24 de septiembre de 2020. Contra las mismas se interpuso posteriormente recurso de anulación (artículo 241 bis de la Ley General Tributaria) ante el propio TEAC, desestimado mediante Resoluciones de 25 de abril de 2023, contra las que se interpuso finalmente recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional, allanándose el TEAC. 115 A 31 de diciembre de 2024 se encuentran sujetos a revisión por las autoridades fiscales los ejercicios no prescritos y que no han sido objeto de inspección, tanto del Impuesto sobre Sociedades como del resto de impuestos aplicables a las sociedades del grupo de consolidación fiscal. Las restantes entidades consolidadas españolas tienen, en general, sujetos a inspección por las autoridades fiscales los últimos cuatro ejercicios en relación con los principales impuestos que les son de aplicación. Por su parte, las entidades extranjeras están sujetas al período de prescripción que, en la mayoría de los países en los que el grupo tiene presencia, se encuentra entre los 4 y 5 años. Debido a las diferentes interpretaciones que pueden darse a las normas fiscales, los resultados de las inspecciones que en el futuro pudieran llevar a cabo las autoridades fiscales para los años sujetos a verificación, podrían dar lugar a pasivos fiscales cuyo importe no es posible cuantificar en la actualidad de una manera objetiva. No obstante, la probabilidad de que se materialicen pasivos significativos adicionales a los registrados por este concepto es remota y los administradores de Acciona, S.A. estiman que los pasivos que pudieran derivarse no tendrían un impacto significativo sobre el patrimonio del grupo Acciona. c) Saldos mantenidos con las Administraciones Públicas Los saldos deudores y acreedores con Administraciones Públicas, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, son los siguientes: 2024 2023 Diferido Corriente Diferido Corriente Saldos deudores 856 285 564 275 IVA/IGIC 162 171 Devolución de impuestos 6 5 Impuestos diferidos deudores 856 564 Impuesto sobre Sociedades 117 99 Saldos acreedores 911 93 797 93 Impuesto sobre Sociedades 13 13 Retenciones IRPF 6 7 IVA/IGIC 34 35 Impuestos diferidos acreedores 911 797 Seguridad Social 3 4 Impuestos locales (principalmente Impuesto de electricidad) 37 34 . 116 d) Conciliación del resultado contable con el resultado fiscal La conciliación entre el resultado contable antes de impuestos y el gasto por el impuesto sobre las ganancias a 31 de diciembre de 2024 y 2023 se muestra a continuación: 2024 2023 Resultado consolidado antes de impuestos 482 776 Diferencias permanentes (332) 238 Resultado contable ajustado 150 1.014 Gasto por impuesto ajustado al tipo impositivo 26 263 Deducciones (4) (3) Créditos fiscales no reconocidos (4) 18 Gasto por impuesto del ejercicio 18 278 Variación tipo impositivo (1) Regularización impuesto ejercicios anteriores y otros 77 (68) Gasto por impuesto en la cuenta de resultados 95 209 Gasto por impuesto sobre sociedades corriente 128 213 Gasto por impuesto sobre sociedades diferido (33) (4) La partida “Diferencias permanentes” comprende los gastos e ingresos contables que no son computables de acuerdo con la legislación fiscal aplicable. Adicionalmente, también incorpora aquellos resultados que son objeto de eliminación en el proceso de consolidación pero que, sin embargo, tienen plena eficacia fiscal en el ámbito de las liquidaciones fiscales individuales de las correspondientes entidades del Grupo, especialmente de aquellas que no forman parte del grupo fiscal. Entre las diferencias permanentes más significativas incluidas en el ejercicio 2024 se incluyen las diferen cias positivas por importe de 40 millones de euros por el efecto de ajustes inflacionarios de sociedades con tributación en Chile y México (diferencias positivas de 44 millones de euros en el ejercicio 2023). Igualmente, incluyen las diferencias negativas por importe de -290 millones de euros que surgen fundamentalmente en relación con la integración de filiales en su moneda funcional cuando su liquidación del impuesto sobre las ganancias, conforme a sus legislaciones de aplicación, se realiza en función de sus estados financieros emitidos en moneda local por las diferencias de cambio que surgen en partidas monetarias (diferencias positivas de 162 millones de euros en el ejercicio 2023). Igualmente, tiene impacto el 5% de la no deducibilidad de los dividendos recibidos de las filiales, principalmente en España, registrándose una diferencia permanente positiva por importe de 18 millones de euros en el ejercicio 2024 (32 millones de euros en el ejercicio 2023) y la no tributación de la mayor parte de las plusvalías y minusvalías relacionadas con ventas y/o liquidaciones de sociedades, que en el ejercicio 2024 generan una diferencia permanente negativa de 78 millones de euros (5 millones de euros negativos en el ejercicio 2023). El “Gasto por impuesto ajustado al tipo impositivo” resulta de la aplicación de los diferentes tipos impositivos aplicables al resultado contable ajustado de cada una de las jurisdicciones en las que el Grupo opera. La partida “Créditos fiscales no reconocidos” recoge el impacto de no registrar el efecto fiscal de los resultados negativos generados por algunas filiales. 117 La partida “Regularización impuesto de ejercicios anteriores y otros” recoge, principalmente, la reestimación de créditos fiscales y otras deducciones respecto de lo registrado en ejercicios anteriores ya sea por la existencia de proyectos u operaciones que permiten dicha reestimación, por la actualización por la evolución del tipo de cambio de los activos y pasivos diferidos asociados al valor de las instalaciones en aquellas filiales dolarizadas en México, Chile, Perú y Costa Rica o como consecuencia de la actualización de los créditos fiscales reconocidos por inflación en aquellas jurisdicciones donde se establece dicho derecho. e) Impuestos reconocidos en el patrimonio neto Independientemente de los impuestos sobre beneficios reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, en los ejercicios 2024 y 2023 el Grupo ha repercutido en su patrimonio neto consolidado los siguientes importes por los siguientes conceptos: 2024 2023 Variación en el valor razonable de instrumentos financieros 123 36 Total 123 36 f) Activos y pasivos por impuestos diferidos Conforme a la normativa fiscal vigente en los distintos países en los que se encuentran radicadas las entidades consolidadas, en los ejercicios 2024 y 2023 han surgido determinadas diferencias temporarias que deben ser tenidas en cuenta al tiempo de cuantificar el correspondiente gasto del impuesto sobre beneficios. Los orígenes de los impuestos diferidos registrados en ambos ejercicios son: Impuestos diferidos deudores con origen en: 2024 2023 Bases imponibles negativas pendientes de compensar 416 289 Deducciones pendientes de compensar 10 11 Instrumentos financieros derivados 138 29 Deterioros y otras provisiones 89 102 Otros conceptos 203 133 Total impuestos diferidos deudores 856 564 118 Impuestos diferidos acreedores con origen en: 2024 2023 Instrumentos financieros derivados 29 44 Amortizaciones libres y aceleradas 648 493 Asignaciones a activos de diferencias de primera consolidación 178 200 Otros conceptos 56 60 Otros conceptos 911 797 El detalle de activos y pasivos por impuestos diferidos que se presentan netos a efectos contables a cierre del ejercicio es el siguiente: Activos 2024 2023 Pasivos 2024 2023 Bases imponibles negativas pendientes de compensar 5 5 Instrumentos financieros derivados 5 5 Deterioros y otras provisiones 15 16 Amortizaciones libres y aceleradas 10 12 Otros conceptos Otros conceptos 5 4 Total 20 21 Total 20 21 A 31 de diciembre de 2024, el importe de las bases imponible negativas pendientes de compensar, generadas por sociedades dependientes antes de su incorporación al grupo fiscal, cuya sociedad dominante es Acciona, S.A., asciende a 9 millones de euros. De este importe, prácticamente la totalidad se corresponde con bases imponibles negativas no activadas en el estado de situación financiera consolidado por no estar asegurada la consecución de beneficios fiscales futuros suficientes o bien porque la normativa fiscal establece limitaciones y requisitos para su compensación. Asimismo, existen en el área internacional bases imponibles negativas no registradas por importe de 391 millones de euros generadas principalmente en Estados Unidos, Chile e India. A 31 de diciembre de 2024, las fechas de vencimiento de los créditos fiscales registrados por bases imponibles negativas pendientes de aplicar eran, en millones de euros, las siguientes: Periodo de prescripción Importe 2025 - 2028 13 2029 - 2034 166 2035 y siguientes 11 No prescriben 231 Total 421 La Ley 27/2014, de 27 de noviembre, del Impuesto sobre Sociedades eliminó con efectos 1 de enero del 2015 el plazo para la compensación de las bases imponibles negativas en España, que estaba fijado en 18 años, por lo que pasó a ser ilimitado. Del importe total anterior, 336 millones corresponden a créditos fiscales registrados en Estados Unidos, México y Chile, como consecuencia, fundamentalmente, de la aplicación en estos países de beneficios por amortización acelerada previstos en la legislación correspondiente. 119 Las deducciones pendientes de compensar corresponden, principalmente, a las generadas en España por importe de 6 millones de euros. Al cierre del ejercicio 2024, las fechas de vencimiento de las deducciones pendientes de aplicar registradas en el estado de situación financiera consolidado eran las siguientes, en millones de euros: País Importe Periodo de prescripción España 6 No prescriben Estados Unidos 3 No prescriben Australia 1 No prescriben Total 10 No prescriben Al cierre del ejercicio hay deducciones pendientes de aplicar no activadas por importe de 3 millones de euros en el área internacional y por 18 millones de euros en España. En relación con las bases imponibles negativas y deducciones pendientes de compensar registradas en libros, el Grupo espera su recuperación a través de la actividad ordinaria de las sociedades y sin riesgo patrimonial. El apartado “Otros conceptos” de los impuestos diferidos deudores contiene principalmente la limitación fiscal a la deducibilidad de intereses, fundamentalmente en Estados Unidos, Australia, Chile, Perú y Polonia, por no ser deducibles los gastos de intereses hasta el pago de los mismos. Igualmente, este apartado contiene las homogeneizaciones realizadas como parte del proceso de consolidación y de la eliminación de márgenes internos que van revirtiendo a medida que se amortizan los activos, así como el ajuste por la limitación de la amortización contable no deducible del 30% de las sociedades españolas, introducida con carácter temporal para los ejercicios 2013 y 2014 y que empezó a revertir en el ejercicio 2015, y la no deducibilidad del gasto de amortización y del gasto financiero de la NIIF16 en aquellas jurisdicciones donde es deducible la cuota. Por último, este apartado así como el de “Otros conceptos” del desglose de impuestos diferidos acreedores incorpora las diferencias temporales procedentes de los ajustes a la base imponible por la aplicación de la normativa específica de otros países en los que determinados gastos e ingresos no son tributables hasta la liquidación efectiva en caja a través del pago o cobro correspondiente o no siguen el criterio de devengo contable o grado de avance para su deducibilidad, como ocurre en México, Polonia y Australia, principalmente. Este epígrafe igualmente recoge el impacto en diferidos de las homogeneizaciones realizadas como parte del proceso de consolidación y eliminación de márgenes internos. 120 g) Obligaciones de información La legislación en vigor relativa al Impuesto sobre Sociedades establece diversos incentivos fiscales con objeto de fomentar determinadas inversiones. Las sociedades del Grupo se han acogido a los beneficios fiscales previstos en la citada legislación. Durante el ejercicio 2024 se ha realizado la siguiente operación de las recogidas en el artículo 86 de la Ley 27/2014 del Impuesto de Sociedades, a las que son de aplicación el Régimen especial de las fusiones, escisiones, aportaciones de activos y canje de valores: - Fusión por absorción de las sociedades Rec Energy Solutions S.L.U., Cargacoches Cantabria S.L.U. y Charge&Parking S.L.U. por la entidad Acciona Recarga S.L., documentada en escritura pública de fecha 19 de diciembre de 2024. Conforme establece el apartado 3 de este artículo 86 de la Ley 27/2014 del TRLIS, la información exigida para las operaciones realizadas en ejercicios anteriores figura en las correspondientes memorias individuales aprobadas tras su realización. h) El nuevo Impuesto Complementario a raíz de la trasposición de Pilar Dos a España Al Grupo Acciona, como Sociedad Dominante del Grupo Corporación Acciona Energía Renovables y en su calidad de grupo multinacional de gran magnitud (importe neto de la cifra de negocios superior a 750 millones de euros), le resultan de aplicación las Reglas GloBe contra la erosión de la base imponible del Pilar Dos aprobadas por el Marco Inclusivo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) sobre BEPS (Base Erosion and Profit Shifting) del 14 de diciembre de 2021 al que se adhirieron, entre otros, los Estados miembros de la Unión Europea. A partir del ejercicio 2024, el Grupo deberá asumir un pago correspondiente a un Impuesto Complementario que gravará los beneficios obtenidos en cualquier jurisdicción en la que el tipo impositivo efectivo, calculado a nivel jurisdiccional, sea inferior al tipo mínimo del 15%. El 21 de diciembre de 2024, se ha publicado la Ley 7/2024, de 20 de diciembre, que, entre otros aspectos, transpone en España la Directiva (UE) 2022/2523. El Grupo ha aplicado la excepción temporal obligatoria recogida en la NIC 12 relativa a la contabilización de los impuestos diferidos que surjan de jurisdicciones que implementen las normas fiscales globales para garantizar la consistencia en los estados financieros mientras se facilita la implementación de las reglas. 121 Adicionalmente, se ha realizado un análisis con base en la información disponible considerando, cuando resultan de aplicación, los puertos seguros transitorios previstos en la Disposición transitoria cuarta de la Ley Pilar Dos, concluyéndose que el impacto de Pilar Dos para el grupo no es significativo. El Grupo Acciona ha asumido el compromiso de aplicar las directrices de la OCDE de Pilar Dos y está alineado con los principios y acciones propugnados por la OCDE, estableciendo un sistema de cumplimiento y de control y gestión que le permite adaptarse a la normativa en tiempo y forma. i) Otra información El Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE - 7%) se encontraba suspendido desde junio del 2021 por el Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad energética y en materia de generación de energía, y sobre gestión del canon de regulación y de la tarifa de utilización del agua. Con efectos 1 de enero de 2024 el Real Decreto-Ley 8/2023 pone fin a la suspensión de manera paulatina durante seis meses, hasta su total incorporación. Respecto al canon hidráulico, la Ley 7/2022, de 8 de abril, de residuos y suelos contaminados para una economía circular, ha realizado una doble modificación en el régimen jurídico del mismo: por un lado, ha derogado de forma expresa la disposición transitoria primera de la Ley 12/2015; y por otro, ha dado nueva redacción al artículo 112 bis de la Ley de Aguas, cuya entrada en vigor se produjo en el ejercicio 2023. Por último, el Tribunal Constitucional en la sentencia de 18 de enero de 2024 ha declarado inconstitucional y nulo el artículo 3. Primero, apartados Uno y Dos, del Real Decreto-ley 3/2016, de 2 de diciembre, por el que se adoptan medidas en el ámbito tributario dirigidas a la consolidación de las finanzas públicas y otras medidas urgentes en materia social. Las medidas anuladas son: la fijación de límites a la compensación de las bases imponibles negativas, la introducción de un límite a la aplicación de las deducciones por doble imposición y la obligación de una integración mínima por quintas partes en la base imponible de los deterioros de participaciones que hayan sido deducibles, conforme establecía el artículo 12.3 del del Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre Sociedades, aprobado por el Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo. El 21 de diciembre de 2024 se ha publicado la Ley 7/2024 que vuelve a introducir las medidas anteriormente indicadas que fueron declaradas inconstitucionales en enero de 2024: i) la limitación a la compensación de bases imponibles negativas, ii) el límite a la aplicación de las deducciones por doble imposición y iii) la obligación a una integración mínima por terceras partes (anteriormente por quintas partes) en la base 122 imponible de los deterioros de cartera que hubieran sido deducibles (artículo 12.3 TRLIS) y que estuvieran pendientes de revertir a 31 de diciembre de 2023. En las memorias de las cuentas anuales individuales de cada una de las sociedades afectadas se ha incluido la información exigida por la normativa fiscal, relativa a la diferencia en el ejercicio de los fondos propios de las participadas, los importes integrados en la base imponible y las cantidades pendientes de integrar. 22. Activos y pasivos mantenidos para la venta A 31 de diciembre de 2024 y 2023 el detalle de los principales epígrafes de los activos, previo a su clasificación como mantenidos para la venta, es el siguiente, en millones de euros: 2024 2023 Inmovilizado material 851 247 Derechos de uso 11 10 Otros activos intangibles 4 1 Activos por impuestos diferidos 13 3 Otros activos financieros corrientes y Efectivo y otros medios líquidos equivalentes 31 Otros activos 44 1 Activos mantenidos para la venta 954 262 Asimismo, a 31 de diciembre de 2024 y 2023 el detalle de los principales epígrafes de los pasivos, previo a su clasificación como mantenidos para la venta, es el siguiente, en millones de euros: 2024 2023 Deuda financiera corriente y no corriente 851 373 Pasivos por impuestos diferidos 58 28 Acreedores comerciales y otras cuentas a cobrar 11 1 Otros pasivos 74 13 Pasivos mantenidos para la venta 994 415 Los ingresos y gastos acumulados reconocidos directamente en patrimonio neto a 31 de diciembre de 2024 y 2023, en relación con los activos clasificados como mantenidos para la venta se detallan a continuación: 2024 2023 Coberturas de flujos de efectivo (2) 2 Total ingresos y gastos reconocidos (2) 2 En el ejercicio 2024, el Grupo Corporación Acciona Energía Renovables ha clasificado en los epígrafes activos y pasivos no corrientes mantenidos para la venta una serie de activos junto con sus pasivos directamente asociados pertenecientes a determinadas sociedades del Grupo. Se trata, por un lado, de 34 centrales hidroeléctricas situadas en España que suman un total de 626 megavatios, las cuales se encuentran todas ellas 123 en explotación (“CAH”). El Grupo ha alcanzado un acuerdo para la venta de estos activos, que se ha materializado el 26 de febrero de 2025 (Nota 31). Y por otro lado, se han clasificado en estos epígrafes un proyecto eólico y otro fotovoltaico situados ambos en Sudáfrica por un total de 232,3 megavatios y que se encuentran en operación. En el ejercicio 2023, el Grupo Corporación Acciona Energía Renovables clasificó en los epígrafes activos y pasivos no corrientes mantenidos para la venta un total de 16 proyectos eólicos situados en España que suponen 308 megavatios, todos ellos en explotación, y que a fecha de cierre de los presentes estados financieros consolidados siguen clasificados como tal en este epígrafe. El Grupo ha tomado esta decisión como parte de su estrategia de rotación de activos que han alcanzado un adecuado grado de madurez y, en consecuencia, el valor en libros de estos activos se recuperará a través de la mencionada operación de venta y no a través de su uso continuado. La Dirección del Grupo considera que existe una alta probabilidad de que se produzca su venta en el corto plazo. 23. Garantías comprometidas con terceros Las sociedades tienen prestados avales y garantías ante clientes, organismos públicos y entidades financieras, por importe de 1.254 millones de euros a 31 de diciembre de 2024. El importe de avales y garantías prestados a 31 de diciembre de 2023 era de 1.177 millones de euros. Los avales prestados son en su mayoría para garantizar el buen fin de la actividad propia de las sociedades que conforman el Grupo. Los Administradores de la Sociedad Dominante estiman que los pasivos que pudieran originarse por los avales prestados no serían, en su caso, significativos. Las participaciones y acciones que posee la Sociedad Dominante en determinadas sociedades participadas indirectamente garantizan los préstamos y créditos concedidos por entidades financieras a dichas sociedades. 124 24. Ingresos a) Importe neto de la cifra de negocios El detalle de los ingresos del Grupo se desglosa a continuación: 2024 2023 Ventas Energía (ingresos provenientes de ventas con clientes) 1.618 1.803 Energía (ingresos provenientes de liquidaciones de cobertura de venta de energía) 99 224 Comercializadora 1.228 1.433 Otras ventas 68 56 Prestación de servicios 35 31 Total cifra de negocios 3.048 3.547 Estas ventas incluyen una estimación de la energía suministrada a los clientes de comercialización de energía eléctrica, fundamentalmente en España y Portugal, que está pendiente de facturar al cierre de ejercicio. Esta estimación se calcula en función de las medidas de consumo que los operadores del sistema confirman definitivamente a lo largo del mes siguiente de cada cierre mensual, momento en el que se procede a la facturación. A 31 de diciembre de 2024, el Grupo tiene registrados 116,6 millones de euros de ventas de energía de comercializadora pendientes de facturar (113,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). El desglose de la producción total de las sociedades del Grupo por áreas geográficas se encuentra detallado en la información por segmentos (véase nota 26). b) Otros ingresos de explotación Este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio incluye fundamentalmente los ingresos por trabajos realizados por determinadas sociedades del Grupo para el inmovilizado en la construcción de instalaciones de producción de energía eléctrica (véase nota 3.2.a) y que corresponden, fundamentalmente, a proyectos desarrollados en Estados Unidos, Australia, India y España. El importe registrado por este concepto en el ejercicio 2024 asciende a 621 millones de euros (328 millones de euros en el ejercicio 2023). Adicionalmente en este epígrafe se incluyen las subvenciones de capital transferidas al resultado que ascienden en el ejercicio 2024 a 7 millones de euros y en el ejercicio 2023 a 7 millones de euros (véase nota 20). En este epígrafe se incluye igualmente el resultado por venta de activos, dentro de la estrategia de rotación de activos adoptada por el Grupo. El importe registrado por este concepto en el ejercicio 2024 asciende a 84 125 millones de euros y recoge fundamentalmente la operación de venta realizada en España descrita en la nota 2.3.g. 25. Gastos El desglose de los gastos de explotación del Grupo es el siguiente: . 2024 2023 Aprovisionamientos 1.739 1.776 Compras 1.699 1.713 Consumos por contratos de cobertura 61 94 Variación de existencias (21) (31) Gastos de personal 272 256 Sueldos y salarios 215 204 Seguridad social 38 35 Otros gastos de personal 19 17 Servicios exteriores 608 599 Tributos 146 150 Otros gastos de gestión corriente 5 4 Subtotal 2.770 2.785 Variación de provisiones 23 19 Dotación a la amortización 536 472 Total 3.329 3.276 . a) Personal El número medio de personas empleadas en el curso de los ejercicios 2024 y 2023 por categorías profesionales y distribuida entre hombres y mujeres ha sido el siguiente: 2024 2023 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Directivos y mandos 500 187 687 460 174 634 Técnicos titulados 932 481 1.413 885 448 1.333 Personal administrativo y soporte 18 114 132 14 109 123 Resto de personal 937 55 992 956 53 1.009 Total Personal medio 2.387 837 3.224 2.315 784 3.099 De la plantilla media del ejercicio 2024, 3.141 personas tenían la condición de fijos en plantilla (3.008 en el ejercicio 2023) de los cuales 2.332 eran hombres y 809 mujeres (2.249 y 759 respectivamente en el ejercicio 2023). 126 El número medio de personas empleadas con discapacidad mayor o igual al 33%, ha ascendido en el curso del ejercicio 2024 a 81 trabajadores equivalentes (empleo directo y empleo indirecto) frente a 61 trabajadores en el ejercicio 2023. El porcentaje de cumplimiento del Real Decreto Legislativo 1/2013, de 29 de noviembre, ha sido de un 4,78% (3,96% en el ejercicio 2023). El 1,86 % correspondió a empleo directo y el resto procede de la contribución a través de compras a Centros Especiales de Empleo y donaciones a entidades del tercer sector que impulsan la inclusión laboral de las personas con discapacidad. Del total de personas con discapacidad que forman parte de la compañía, el 26% son mujeres. b) Servicios exteriores El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente, en millones de euros: 2024 2023 Reparación y conservación 123 123 Arrendamientos y cánones 77 88 Servicios profesionales independientes 120 126 Primas de seguros 30 18 Suministros 22 28 Otros gastos 236 216 Total 608 599 . c) Variación de provisiones El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente: 2024 2023 Variación provisión por créditos incobrables 13 11 Variación provisión existencias (3) 5 Otras provisiones 13 3 Variación de provisiones 23 19 d) Resultado por deterioro de activos El detalle de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para los ejercicios 2024 y 2023, es el siguiente: 2024 2023 Deterioro de otros activos (notas 4 y 6) (134) 21 Total (134) 21 . 127 e) Resultado por variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable El detalle de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para los ejercicios 2024 y 2023, es el siguiente: . 2024 2023 Resultado por variación en el valor razonable de derivados con cambio en resultados 7 8 Resultado por ineficiencia de derivados de cobertura (10) 1 Total (3) 9 . A 31 de diciembre de 2024 y 2023, este epígrafe recoge principalmente el resultado correspondiente a la variación en el valor razonable de contratos de venta de energía formalizados por filiales del Grupo en Estados Unidos, Australia, España y Chile, con el fin de suministrar a largo plazo una determinada cantidad de energía a un precio fijado (véase nota 19). 26. Información por segmentos Según se indica en la Nota 1 de las cuentas anuales consolidadas, el Grupo tiene como actividad principal la promoción, construcción, explotación, mantenimiento y desarrollo de energías renovables. Los valores que inspiran el modelo de negocio del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables descansan en las principales áreas geográficas en las que opera: España, Resto de Europa, América y Australia, con una oferta de productos y servicios que pone el énfasis en el suministro de soluciones para atender los desafíos de la sociedad actual y siempre bajo un mismo principio rector: el desarrollo de energías a partir de recursos de origen renovables y de forma sostenible. Bajo la denominación de “Otras zonas”, el Grupo desarrolla la actividad ejercida principalmente en Sudáfrica e India. A continuación, se presentan los principales países que conforman las diferentes geografías de los segmentos de Resto de Europa y América: - Resto de Europa incluye Alemania, Portugal, Polonia, Croacia, Italia, Francia, Bélgica, Reino Unido, Hungría y Ucrania - América incluye México, Chile, Estados Unidos de América, Canadá, Costa Rica, República Dominicana, Brasil, Colombia, Perú y Argentina. Cada una de las zonas geográficas constituye un negocio diferenciado que cuenta con su propia estructura de operación y reporting para evaluar su grado de consecución de objetivos. La información que se presenta a la Dirección del Grupo y al Consejo de Administración, para evaluar el rendimiento de los distintos segmentos, así como para asignar recursos entre ellos está estructurada con este criterio de segmentación. Los costes incurridos por las Unidades Corporativas se prorratean, mediante un sistema de distribución interna de costes, 128 entre los distintos países que conforman las diferentes áreas geográficas. Las ventas entre segmentos se efectúan a precios de mercado. A continuación, se presenta la información por segmentos, correspondiente a los ejercicios 2024 y 2023: 31.12.24 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total Importe neto de cifra de negocios 1.889 316 699 65 79 3.048 Otros ingresos y gastos de explotación (1.389) (225) (291) 1 (11) (1.915) Resultado de puesta en equivalencia 4 (12) 1 (3) (10) Resultado bruto de explotación (EBITDA) 504 91 396 67 65 1.123 Dotaciones, deterioros y otros (104) (26) (238) (37) (19) (424) Resultado de explotación (EBIT) 400 65 158 30 46 699 Resultados financieros 227 (19) (327) (66) (32) (217) Resultado antes de impuestos (BAI) 627 46 (169) (36) 14 482 Gasto por impuesto de sociedades (104) (11) 23 7 (10) (95) Resultado del ejercicio 523 35 (146) (29) 4 387 Intereses minoritarios (5) (7) (12) 4 (10) (30) Resultado atribuible a la sociedad dominante 518 28 (158) (25) (6) 357 129 Saldos a 31.12.24 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total ACTIVO Inmovilizado material e intangible 2.572 593 6.227 1.818 324 11.534 Derechos de uso 128 45 266 56 5 500 Fondo de comercio 13 13 Participaciones contabilizadas aplicando el método de la participación 163 6 24 16 44 253 Activos financieros no corrientes y otros activos 213 39 684 259 42 1.237 Activos no corrientes 3.089 683 7.201 2.149 415 13.537 Existencias 94 19 79 7 1 200 Deudores comerciales y otras a cobrar 351 89 124 55 7 626 Otros activos financieros corrientes y otros activos 73 32 259 25 43 432 Efectivo y equivalentes 181 84 179 25 26 495 Activos no corrientes mantenidos para la venta 769 185 954 Activos corrientes 1.468 224 641 112 262 2.707 Total activo 4.557 907 7.842 2.261 677 16.244 PASIVO Y PATRIMONIO NETO Patrimonio neto consolidado 230 630 4.603 492 282 6.237 Deuda financiera 2.120 17 661 609 113 3.520 Obligaciones de arrendamiento 131 48 290 64 5 538 Otros pasivos 589 83 1.599 539 29 2.839 Pasivos no corrientes 2.840 148 2.550 1.212 147 6.897 Deuda financiera 247 5 115 276 (1) 642 Obligaciones de arrendamiento 9 3 4 2 18 Acreedores comerciales y otros pasivos 408 121 570 279 78 1.456 Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta 823 171 994 Pasivos corrientes 1.487 129 689 557 248 3.110 Total pasivo y patrimonio neto 4.557 907 7.842 2.261 677 16.244 130 31.12.13 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total Importe neto de cifra de negocios 2.426 279 708 56 78 3.547 Otros ingresos y gastos de explotación (1.760) (189) (330) (47) (17) (2.343) Resultado de puesta en equivalencia 70 11 (3) 1 2 81 Resultado bruto de explotación (EBITDA) 736 101 375 10 63 1.285 Dotaciones, deterioros y otros (79) (52) (191) (29) (18) (369) Resultado de explotación (EBIT) 657 49 184 (19) 45 916 Resultados financieros 149 (16) (208) (41) (24) (140) Resultado antes de impuestos (BAI) 806 33 (24) (60) 21 776 Gasto por impuesto de sociedades (199) (10) (5) 16 (11) (209) Resultado del ejercicio 607 23 (29) (44) 10 567 Intereses minoritarios (12) (9) (14) 2 (10) (43) Resultado atribuible a la sociedad dominante 595 14 (43) (42) -- 524 131 Saldos a 31.12.23 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total ACTIVO Inmovilizado material e intangible 3.006 562 5.457 1.375 238 10.638 Derechos de uso 140 46 229 61 476 Fondo de comercio 13 13 Participaciones contabilizadas aplicando el método de la participación 189 8 30 16 46 289 Activos financieros no corrientes y otros activos 103 41 477 130 34 785 Activos no corrientes 3.451 657 6.193 1.582 318 12.201 Existencias 94 11 60 8 2 175 Deudores comerciales y otras a cobrar 295 74 99 380 20 868 Otros activos financieros corrientes y otros activos 110 33 247 10 30 430 Efectivo y equivalentes 394 71 219 15 37 736 Activos no corrientes mantenidos para la venta 262 262 Activos corrientes 1.155 189 625 413 89 2.471 Total activo 4.606 846 6.818 1.995 407 14.672 PASIVO Y PATRIMONIO NETO Patrimonio neto consolidado 2.831 521 2.377 337 168 6.234 Deuda financiera 395 57 1.909 1.329 145 3.835 Obligaciones de arrendamiento 138 49 240 68 495 Otros pasivos 444 91 1.177 89 64 1.865 Pasivos no corrientes 977 197 3.326 1.486 209 6.195 Deuda financiera 25 13 204 12 14 268 Obligaciones de arrendamiento 10 3 4 2 19 Acreedores comerciales y otros pasivos 348 112 907 158 16 1.541 Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta 415 415 Pasivos corrientes 798 128 1.115 172 30 2.243 Total pasivo y patrimonio neto 4.606 846 6.818 1.995 407 14.672 Adicionalmente a la información por segmentos, se presenta a continuación determinada información de los países relevantes que conforman el segmento de América para los ejercicios 2024 y 2023: 31.12.24 Países Estados Unidos de América México Chile Importe neto cifra de negocios 145 249 237 Otros ingresos y gastos de explotación (25) (95) (140) Resultado de puesta en equivalencia (1) (11) Resultado bruto de explotación (EBITDA) 119 143 97 Dotaciones, deterioros y otros (103) (69) (41) Resultado de explotación (EBIT) 16 74 56 Resultados financieros (122) (91) (83) Resultado antes de impuestos (BAI) (106) (17) (27) 132 31.12.23 Países Estados Unidos de América México Chile Importe neto cifra de negocios 130 277 248 Otros ingresos y gastos de explotación (14) (91) (203) Resultado de puesta en equivalencia (3) Resultado bruto de explotación (EBITDA) 116 183 45 Dotaciones, deterioros y otros (68) (61) (43) Resultado de explotación (EBIT) 48 122 2 Resultados financieros (49) (62) (70) Resultado antes de impuestos (BAI) (1) 60 (68) Por otro lado, se presenta a continuación determinada información de las principales tecnologías relacionadas con las energías renovables que explota el Grupo para los ejercicios 2024 y 2023: 31.12.24 Tecnologías Eólica Fotovoltaica Hidráulica Biomasa y termosolar Otras Total Importe neto cifra de negocios 1.300 180 181 71 1.316 3.048 Otros ingresos y gastos de explotación (619) 14 33 (46) (1.297) (1.915) Resultado de puesta en equivalencia 3 (11) (2) (10) Resultado bruto de explotación (EBITDA) 684 183 214 25 17 1.123 Dotaciones, deterioros y otros (449) (55) 129 (12) (37) (424) Resultado de explotación (EBIT) 235 128 343 13 (20) 699 Resultados financieros (159) (55) (2) 6 (7) (217) Resultado antes de impuestos (BAI) 76 73 341 19 (27) 482 Gasto por impuesto de sociedades (37) (63) (1) 6 (95) Resultado del ejercicio 39 73 278 18 (21) 387 Intereses minoritarios (22) (8) (2) 2 (30) Resultado atribuible a la sociedad dominante 17 65 278 16 (19) 357 31.12.23 Tecnologías Eólica Fotovoltaica Hidráulica Biomasa y termosolar Otras Total Importe neto cifra de negocios 1.645 150 174 66 1.512 3.547 Otros ingresos y gastos de explotación (774) (12) (25) (43) (1.489) (2.343) Resultado de puesta en equivalencia 72 11 (2) 81 Resultado bruto de explotación (EBITDA) 943 149 149 23 21 1.285 Dotaciones, deterioros y otros (240) (59) (25) (15) (30) (369) Resultado de explotación (EBIT) 703 90 124 8 (9) 916 Resultados financieros (89) (52) 3 4 (6) (140) Resultado antes de impuestos (BAI) 614 38 127 12 (15) 776 Gasto por impuesto de sociedades (171) (9) (32) (2) 5 (209) Resultado del ejercicio 443 29 95 10 (10) 567 Intereses minoritarios (35) (9) (1) 2 (43) Resultado atribuible a la sociedad dominante 408 20 95 9 (8) 524 El Grupo cuenta con otras líneas de negocio formadas por otras tipologías de tecnologías también asociadas con las energías renovables que se agrupan bajo la denominación de “Otras”, compuesta, fundamentalmente, 133 por los negocios de biocombustibles, cogeneración, comercialización, eficiencia energética y otros de menor significatividad. La información sobre los productos y servicios prestados por el Grupo, se detalla en la nota 24. 27. Ingresos y gastos financieros El desglose de estos capítulos de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada de los ejercicios 2024 y 2023, en función del origen de las partidas que lo conforman es el siguiente: 2024 2023 Ingresos de otros valores y créditos 6 5 Otros ingresos financieros 37 20 Total ingresos financieros 43 25 Por deudas con terceros (273) (195) Capitalización de gastos financieros (nota 4) 108 66 Otros gastos financieros (67) (50) Total gastos financieros (232) (179) El importe que durante los ejercicios 2024 y 2023 se ha detraído del patrimonio neto y se ha incluido dentro del epígrafe de gastos financieros por deudas con terceros correspondiente a las liquidaciones periódicas de los derivados de cobertura de sociedades que se integran en el Grupo por integración Global asciende a un mayor coste financiero de 2 millones de euros para el ejercicio 2024 y 1 millón de euros para el ejercicio 2023. 28. Propuesta de distribución de resultados La propuesta de distribución del resultado del ejercicio 2024 de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. que el Consejo de Administración propondrá a la Junta General de Accionistas para su aprobación es la siguiente (en euros). Esta distribución se muestra comparada con la distribución del resultado del ejercicio 2023 aprobada en Junta General de Accionistas el pasado 6 de junio de 2024: 2024 Base de reparto: Pérdidas y ganancias de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 357.158.029 Distribución: A Reservas voluntarias 214.262.824 Dividendo 142.895.205 Total 357.158.029 134 2023 Base de reparto: Pérdidas y ganancias de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 208.456.956 Distribución: A Reservas voluntarias 50.416.673 Dividendo 158.040.283 Total 208.456.956 Esta propuesta de reparto contempla la distribución de un dividendo de 0,44 euros por acción. 29. Aspectos medioambientales Durante el ejercicio 2024 se han destinado 15 millones de euros a la gestión de los impactos ambientales generados por la actividad del Grupo (estudios y gastos de vigilancia y seguimiento de programas medioambientales, principalmente). De este importe, 10 millones de euros han supuesto gasto y 5 millones de euros se han destinado a inversiones. A 31 de diciembre de 2024 y 2023 el Grupo no mantiene litigios en curso o contingencias relacionadas con la protección y mejora del medio ambiente significativos que no hayan sido debidamente provisionados. Respecto de las posibles contingencias adicionales que en materia medioambiental pudieran producirse, los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que las mismas no serían significativas y que no existen pasivos no provisionados que no estén cubiertos con las pólizas de responsabilidad civil que las sociedades tienes suscritas y que pudieran tener un efecto significativo en estas cuentas anuales consolidadas. 30. Beneficio por acción El beneficio diluido por acción es coincidente con el beneficio básico por acción, de acuerdo con el siguiente detalle: Año 2024 Año 2023 Resultado neto del ejercicio (miles euros) 357.158 524.114 Número medio ponderado de participaciones sociales en circulación 324.397.668 326.607.842 Beneficio básico por participación (euros/participación) 1,1 1,6 . 135 31. Hechos posteriores Con fecha 26 de febrero de 2025 se ha culminado el proceso de venta a Endesa de la filial Corporación Acciona Hidráulica (“CAH”) cuyos activos netos se encuentran registrados a 31 de diciembre de 2024 en el epígrafe de Activos no corrientes mantenidos para la venta y Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta por un importe de aproximadamente 960 millones de euros. Excepto por lo comentado anteriormente, no se han producido otros acontecimientos posteriores adicionales al cierre del periodo que puedan afectar de forma significativa a los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2024 o a la actividad presente o futura del Grupo. 32. Operaciones con partes vinculadas La Ley 5/2021, de 12 de abril introdujo en la Ley de Sociedades de Capital un régimen específico de operaciones vinculadas, previsto en el Capítulo VII-bis del Título XIV sobre las operaciones realizadas por las sociedades cotizadas o sus sociedades dependientes con consejeros, accionistas titulares de un 10% o más de los derechos de voto o representados en el consejo de administración de la Sociedad o con cualesquiera otras personas que deban considerarse partes vinculadas con arreglo a las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC 24). El Reglamento del Consejo de Administración prevé en su artículo 34 que la realización por Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. o por sus sociedades dependientes de cualquier transacción con los consejeros de la Sociedad, con accionistas que tengan la consideración de parte vinculada, o con otras partes vinculadas, quedará sometida a autorización por el Consejo de Administración, previo informe de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad, salvo cuando tal autorización no sea legalmente requerida. La autorización deberá ser necesariamente acordada por la Junta General de Accionistas cuando tenga por objeto una operación vinculada cuyo importe o valor sea igual o superior al 10% de los activos sociales según el último estado de situación financiera anual aprobado por la sociedad. El Consejo de Administración velará porque este tipo de operaciones se realicen en condiciones de mercado y con respeto al principio de igualdad de trato de los accionistas. El Consejo de Administración podrá delegar la aprobación de las siguientes operaciones vinculadas, que no requerirán de informe previo de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad: a) las que se concierten entre la Sociedad y sus sociedades dependientes y las restantes sociedades de su grupo en el ámbito de la gestión ordinaria y en condiciones de mercado; y b) las que se concierten en virtud de contratos cuyas condiciones estandarizadas se apliquen en masa a un elevado número de clientes, se realicen a precios o tarifas establecidos con carácter general por quien actúe como suministrador del bien o servicio de que se trate, y 136 cuya cuantía no supere el 0,5 por ciento del importe neto de la cifra de negocios de la Sociedad, conforme a las últimas cuentas anuales consolidadas o, en su defecto, individuales de la Sociedad aprobadas por la Junta General (conjuntamente, las Operaciones Vinculadas Delegables). En este sentido, el Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., en su reunión del 14 de julio de 2021, aprobó el Protocolo Interno de Aprobación, Información y Control Periódico respecto de Operaciones Vinculadas, en el cual interviene la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad y que establece un procedimiento interno para que estas operaciones sean tratadas dentro del marco legal, estatutario y reglamentario establecido por el Grupo, sin perjuicio del acuerdo marco de relaciones suscrito por el Grupo y Acciona, S.A., al que luego se hace referencia, y de conformidad con lo previsto a estos efectos en el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital. Adicionalmente, el 15 de noviembre de 2023, el Consejo de Administración del Grupo aprobó el Protocolo Interno de Aprobación, Información y Control Periódico respecto de Operaciones Vinculadas con el Grupo Nordex, en el cual también interviene la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad, y que establece un procedimiento interno para la aprobación y control de las operaciones entre el Grupo y el Grupo Nordex, dadas sus particularidades, con objeto de que dichas operaciones sean tratadas conforme a la normativa interna y externa de aplicación. Ambos Protocolos prevén, en relación con las Operaciones Vinculadas Delegables, distintos órganos delegados en función de la cuantía de la operación: Dirección de Supply Chain, Unidad de Control del Reglamento Interno de Conducta (UCRIC), Consejero Delegado y Comisión de Auditoría y Sostenibilidad. Según lo previsto en el Protocolo, las operaciones vinculadas que se propongan llevar a cabo deberán ser comunicadas por la parte vinculada conocedora de la operación a la UCRIC para su análisis. La UCRIC está compuesta por la Dirección Económico Financiera y de Sostenibilidad, la Dirección de Cumplimiento, la Dirección de Relación con Inversores, la Dirección de Servicios Jurídicos y el Secretario del Consejo. La UCRIC celebra reuniones de manera periódica, con objeto de elevar un reporte trimestral a la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad sobre las operaciones aprobadas con base en la delegación conferida. Aquellas operaciones vinculadas que no se encuentran dentro de las consideradas como Delegables, o que, por su materia, revisten de un interés adicional, son elevadas a la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad con la finalidad de que ésta analice y, en su caso, eleve informe al Consejo de Administración o a la Junta General de Accionistas. Las operaciones entre la Sociedad Dominante y sus sociedades dependientes, que son partes vinculadas y que forman parte del tráfico habitual en cuanto a su objeto y condiciones, han sido eliminadas en el proceso de consolidación, según lo indicado en esta memoria y no se desglosan en esta nota. Las operaciones con 137 empresas asociadas, con su accionista mayoritario y con las sociedades que consolidan en consolidados superiores del Grupo Acciona se desglosan a continuación. a) Operaciones con el accionista mayoritario Al 31 de diciembre de 2024 y 2023 los saldos y transacciones mantenidos con Acciona, S.A., accionista mayoritario de la Sociedad Dominante del Grupo, son los siguientes: Saldos deudores /Ingresos Saldos acreedores /Gastos 2024 2023 2024 2023 Deudores comerciales (nota 13) 11 2 Acreedores comerciales 23 34 Saldos por tributación consolidada 136 86 59 47 Ingresos y gastos de explotación 60 58 Los saldos acreedores incluyen saldos correspondientes a la facturación por los servicios de apoyo a la gestión realizada al Grupo por Acciona, S.A. Estas transacciones se han realizado a precios de mercado y al amparo de lo dispuesto en el Acuerdo Marco de Relaciones suscrito entre el Grupo y Acciona, S.A. el 26 de mayo de 2021 que tiene por objeto regular las relaciones entre ambas sociedades y sus respectivos grupos (el “Acuerdo Marco”). Los saldos por tributación consolidada corresponden a los saldos acreedores y deudores por pertenecer al mismo Grupo Fiscal del que es cabecera Acciona, S.A. En marzo de 2023 se adquirieron a Acciona S.A. 100.000 acciones en autocartera, representativas del 0,03% del capital social para dar cumplimiento a las obligaciones derivadas de los planes de retribución variable mediante entrega de acciones para el Consejero Ejecutivo y demás directivos y empleados de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 138 b) Operaciones con empresas del Grupo Acciona Al 31 de diciembre de 2024 y 2023, los saldos deudores y acreedores mantenidos con sociedades del Grupo Acciona que consolidan en un nivel superior son los siguientes (sin considerar las realizadas con el accionista mayoritario, detalladas anteriormente): Saldos deudores /Ingresos Saldos acreedores /Gastos 2024 2023 2024 2023 Deudores comerciales (nota 13) 17 9 Anticipos entregados 3 4 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 258 137 Créditos / préstamos financieros Saldos por tributación consolidada 8 8 5 5 Ingresos y gastos de explotación 31 32 211 486 Ingresos y gastos financieros Al 31 de diciembre de 2024 y 2023, el importe pendiente de cobro y los ingresos generados corresponden, fundamentalmente, a los saldos mantenidos con sociedades del Grupo Acciona por contratos de suministro de energía eléctrica. Los saldos y transacciones acreedoras comerciales corresponden principalmente a: - Los generados por operaciones realizadas en relación con la ejecución de contratos de mantenimiento de diferentes plantas de generación de energía renovable del Grupo. Entre ellas, las transacciones con el Grupo Nordex, que en 2024 han ascendido a 14 millones de euros (11 millones de euros en el ejercicio 2023). - Los generados por operaciones realizadas en relación con la construcción y adquisición de inmovilizado para el desarrollo y la puesta en marcha de diferentes plantas de generación de energía renovable del Grupo. Entre ellas, las transacciones con el Grupo Nordex, que en 2024 han ascendido a 60 millones de euros (201 millones de euros en el ejercicio 2023). Adicionalmente el Grupo ha incorporado en el ejercicio 2024 a su inmovilizado material anticipos de obra con el Grupo Nordex por importe de 216 millones de euros en diferentes proyectos en construcción (152 millones de euros en el ejercicio 2023). El Grupo Nordex pasó en el ejercicio 2023 de ser empresa asociada a ser empresa del Grupo Acciona por el aumento de participación del Grupo Acciona por la toma de control del mismo y el consiguiente cambio de método de consolidación. Todas las transacciones se han realizado a precios de mercado. 139 c) Operaciones con empresas asociadas Al 31 de diciembre de 2024 y 2023, los saldos deudores y acreedores mantenidos con empresas asociadas son los siguientes: Saldos deudores /Ingresos Saldos acreedores /Gastos 2024 2023 2024 2023 Deudores comerciales (nota 13) 22 17 Créditos con entidades asociadas (nota 10) 121 41 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 14 15 Ingresos y Gastos de explotación 21 20 3 40 Ingresos y Gastos financieros 7 5 Estas transacciones se han realizado a precios de mercado y corresponden fundamentalmente a servicios de instalaciones, gestión y mantenimiento de parques eólicos en la parte deudora. d) Operaciones con otras partes vinculadas Saldos deudores /Ingresos Saldos acreedores /Gastos 2024 2023 2024 2023 Créditos / préstamos financieros (nota 20) 660 445 Ingresos y gastos financieros 31 19 El saldo acreedor a liquidar con otras partes vinculadas a 31 de diciembre de 2024 y 2023 recoge las aportaciones financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones del Grupo (ver nota 20). e) Operaciones con Administradores y directivos Se consideran “partes vinculadas” al Grupo, adicionalmente a las entidades dependientes, asociadas y multigrupo, el “personal clave” de la Dirección de la Sociedad (miembros de su Consejo de Administración y los Directores, junto a sus familiares cercanos), así como las entidades sobre las que el personal clave de la Dirección pueda ejercer una influencia significativa o tener su control. Las condiciones de las transacciones con partes vinculadas son equivalentes a las que se dan en transacciones hechas en condiciones de mercado por operaciones propias de una relación comercial ordinaria, dentro del tráfico ordinario propio de las mismas y en condiciones normales de mercado. Además, como se menciona en la nota 33, existen dos planes quinquenales de acciones, uno para el Consejero Ejecutivo y otro para la Alta Dirección del Grupo. 140 Durante los ejercicios 2024 y 2023 no han existido transacciones adicionales significativas realizadas por el Grupo con las partes vinculadas a éste (accionistas significativos, miembros del Consejo de Administración y Directores de la Sociedad y otras partes vinculadas). 33. Retribuciones y otras prestaciones a) Consejo de Administración Durante el ejercicio 2024 las retribuciones devengadas por los miembros del Consejo de Administración de la Sociedad, y teniendo en cuenta que dichas retribuciones son tomadas desde una perspectiva de sociedad dominante y filiales fueron, en miles de euros, las que se relacionan en esta nota. Según el artículo 29 de los Estatutos Sociales, la retribución de los Consejeros, en su condición de tales, consistirá en una asignación anual fija y determinada por su pertenencia al Consejo de Administración y a las Comisiones a las que pertenezca el consejero. El importe de las retribuciones que puede satisfacer la Compañía al conjunto de sus Consejeros en su condición de tales será el que a tal efecto determine la Política de Remuneraciones que deberá ser aprobada por la Junta General de Accionistas. Salvo que la Junta General o la Política de Remuneraciones establezcan otra cosa, la fijación de la cantidad exacta a abonar dentro de ese límite máximo y su distribución entre los distintos Consejeros corresponde al Consejo de Administración conforme al presente marco estatutario y previo informe de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, tomando en consideración las funciones y responsabilidades atribuidas a cada Consejero, la pertenencia a comisiones del Consejo y las demás circunstancias objetivas que considere relevantes. Con independencia de lo previsto en el apartado anterior las retribuciones derivadas de la pertenencia al Consejo de Administración serán compatibles con cualesquiera otras remuneraciones (sueldos fijos; retribuciones variables, en función de la consecución de objetivos de negocio, corporativos y/o de desempeño personal; indemnizaciones por cese del consejero por razón distinta al incumplimiento de sus deberes; sistemas de previsión; conceptos retributivos de carácter diferido) que, previa propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones y por acuerdo del Consejo de Administración, pudieran corresponder al Consejero por el desempeño en la Sociedad de otras funciones, sean estas funciones ejecutivas de alta dirección o de otro tipo, distintas de las de supervisión y decisión colegiada que desarrollan como meros miembros del consejo. Previo acuerdo de la Junta General de Accionistas con el alcance legalmente exigido, los Consejeros ejecutivos podrán también ser retribuidos mediante la entrega de acciones o de derechos de opción sobre las acciones, o mediante otro sistema de remuneración que esté referenciado al valor de las acciones. 141 Asimismo, el artículo 43 del Reglamento del Consejo establece que el Consejo de Administración fija el régimen de distribución de la retribución de los Consejeros dentro del marco establecido por los Estatutos. El Consejo de Administración procurará que la retribución de los Consejeros sea moderada y acorde con la que se satisfaga en el mercado en compañías de similar tamaño y actividad, favoreciendo las modalidades que vinculen una parte significativa de la retribución a la dedicación a Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. El régimen de retribución de los Consejeros independientes procurará ser suficiente para su dedicación sin comprometer su independencia. La retribución de los Consejeros dominicales por su desempeño como administradores deberá ser proporcionada a la de los demás Consejeros y no supondrá un trato de favor en la retribución del accionista que los haya designado. El régimen de retribución atribuirá retribuciones análogas a funciones y dedicación comparables. Respecto a la retribución de los Consejeros ejecutivos, el artículo 44 del Reglamento dispone que el Consejo de Administración procurará, además, que las políticas retributivas vigentes en cada momento incorporen, para las retribuciones variables, cautelas técnicas precisas para asegurar que tales retribuciones guardan relación con el desempeño profesional de sus beneficiarios y no derivan simplemente de la evolución general de los mercados o del sector de actividad de la compañía o de otras circunstancias similares. La retribución de los Consejeros será transparente. La Junta General de Accionistas aprobó en el año 2023 una nueva Política de Remuneraciones para los Consejeros, aplicable desde su fecha efectiva de aprobación y para el trienio 2024-2026, como consecuencia de la incorporación de la Sociedad al IBEX-35, así como para lograr una mayor alineación con las mejores prácticas y últimas tendencias de buen gobierno. La actual Política de Remuneraciones aprobada establece que el importe máximo de la remuneración anual a satisfacer al conjunto de los Consejeros en su condición de tales sea de 1.750 miles de euros y, salvo que la Junta General de Accionistas determine otra cosa, la distribución de la retribución entre los Consejeros se establecerá por acuerdo del Consejo de Administración, que deberá tomar en consideración las funciones y responsabilidades atribuidas a cada Consejero, la pertenencia a comisiones del Consejo de Administración y 142 las demás circunstancias que considere relevantes. El Consejo de Administración estableció, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones los siguientes importes anuales: Asignación Importe (en miles de euros) Miembro del Consejo de Administración () 100 Adicional al Presidente del Consejo de Administración Miembro de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad 70 Adicional al Presidente de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad 18 Miembro de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones 55 Adicional al Presidente de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones 14 Adicional por ser miembro de la Comisión Ejecutiva (en caso de constituirse) 55 Adicional por Consejero Independiente Coordinador 30 () Excepto Consejeros Ejecutivos La Comisión de Nombramientos y Retribuciones consideró que las retribuciones establecidas son acordes con lo que se satisface en el mercado en compañías de similar tamaño y actividad, que se retribuye de forma análoga a funciones y dedicación comparables y que sin comprometer la independencia supone un incentivo adecuado para la dedicación de los Consejeros en las distintas Comisiones. La retribución total del Consejo de Administración por el desempeño de sus funciones como órgano de administración de la Sociedad durante el ejercicio 2024 ha sido de un total de 1.244 miles de euros (1.332 miles de euros en el ejercicio 2023), según el siguiente desglose: Remuneración fija Remuneración por pertenencia a Comisiones del Consejo 2024 2023 D. José Manuel Entrecanales Domecq D. Juan Ignacio Entrecanales Franco D. Rafael Mateo Alcalá (Consejero Ejecutivo) Dña. Sonia Dulá 100 70 170 170 D. Juan Luis López Cardenete 100 69 169 163 Dña. Karen Christiana Figueres Olsen 43 24 67 155 D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld 100 70 170 163 Dña. María Salgado Madriñán 100 55 155 169 D. Rosauro Varo Rodríguez 100 55 155 161 Dña. María Fanjul Suárez 100 88 188 181 Dña. María Teresa Quirós Álvarez 100 70 170 100 Dña. Inés Elvira Andrade Moreno ** - - - 70 Total 743 501 1.244 1.332 () Consejeros que causaron alta en el Consejo durante el año 2023 o 2024. () Consejeros que causaron baja en el Consejo durante el año 2023 o 2024. 143 Durante los ejercicios 2024 y 2023, los Consejeros dominicales con funciones ejecutivas en la sociedad dominante no recibieron remuneración alguna por sus funciones de Consejeros en condición de tales. La remuneración en metálico del Consejero Ejecutivo por el desempeño de funciones ejecutivas de alta dirección y por pertenencia al Consejo ha sido de 738 miles de euros en el ejercicio 2024 (836 miles de euros en el ejercicio 2023). Adicionalmente, ha recibido retribuciones en especie por 30 miles de euros y 27 miles de euros en los ejercicios 2024 y 2023, respectivamente, y un beneficio bruto por acciones consolidadas de 132 miles de euros en el ejercicio 2024, recibidas en concepto del 80% de la entrega anual de acciones acordada por el Consejo de Administración en 2024, correspondiente a 5.828 acciones, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, en atención a la consecución de objetivos y desempeño vinculados a periodos anuales contempl ados en el Plan 2021 del que se informa en esta misma nota; y a la entrega anual del 20% de acciones correspondientes a la asignación en 2023 (899 acciones) y que quedaron diferidas en un año. En 2023 recibió un beneficio bruto por acciones consolidadas de 167 miles de euros recibidas en concepto del 80% de la entrega anual de acciones acordada por el Consejo de Administración en 2023, correspondiente a 3.596 acciones, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, y a la entrega anual del 20% de acciones correspondiente a la asignación en 2022 (1.025 acciones). La remuneración total de los miembros del Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., incluida la remuneración por funciones ejecutivas, en su condición de Consejeros de dicha compañía ha sido de 2.144 miles de euros y 2.362 miles de euros en los ejercicios 2024 y 2023, respectivamente. No se han otorgado anticipos, créditos ni garantías a favor de los miembros del Órgano de Administración. 144 b) Alta Dirección El detalle de las personas que desempeñaron cargos de dirección en su condición de Senior Management del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables (teniendo en cuenta la sociedad dominante y filiales) durante el ejercicio 2024 fue el siguiente: Nombre Cargo/s Ana Benita Aramendia Directora de Organización, Talento y Salud Arantza Ezpeleta Puras Chief Operating Officer (COO) David Liste Alba Director de Servicios Energéticos Elvira López Prados Directora de la Oficina del CEO Ignacio del Romero Montes Auditoría Interna Joaquín Ancín Viguiristi Director Ingeniería y Construcción José Entrecanales Carrión Chief Financial and Sustainability Officer (CFSO) Juan Otazu Aguerri Director de Producción Marta Simón Benito Cumplimiento Rafael Esteban Fernández de Córdoba Director de Desarrollo de Negocio Raimundo Fernández-Cuesta Laborde Director de Finanzas y Relación con Inversores Santiago Gómez Ramos Director de Gestión de la Energía Yolanda Herrán Azanza Directora Legal El detalle de personas que desempeñaron cargos de dirección en su condición de Senior Management del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables (teniendo en cuenta la sociedad dominante y filiales) durante el ejercicio 2023 fue el siguiente: Nombre Cargo/s Ana Benita Aramendia Directora de Organización y Talento Antonio Ferreiro Viña Director de Compras y Logística Arantza Ezpeleta Puras Directora de Operaciones Belén Linares Corell Directora de Innovación Brett Wickham Director País Australia David Liste Alba Director de Servicios Energéticos Elvira López Prados Oficina del CEO Francisco Javier Montes Jiménez Director Comercial Ignacio del Romero Montes Auditoría Interna Joaquín Ancín Viguiristi Director Ingeniería y Construcción Joaquín Francisco Castillo García Director País Norteamérica Jorge Paso Cañabate Director País México y Centroamérica José Entrecanales Carrión Director Financiero y de Sostenibilidad Juan Otazu Aguerri Director de Producción Klaus Falgiani Director País Europa y Norte de África Marta Simón Benito Cumplimiento Miguel Ortiz de Latierro Imaz Director Prevención, Responsabilidad Social, Medio Ambiente y Calidad Rafael Esteban Fernández de Córdoba Director de Desarrollo Raimundo Fernández-Cuesta Laborde Director de Finanzas y Relación con Inversores Santiago Gómez Ramos Director de Gestión de Energía Yolanda Herrán Azanza Directora de Legal 145 En los detalles anteriores se incluye a las personas que ocupan cargos de dirección en su condición de Senior Management del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables y al responsable de auditoría interna. Esta calificación se hace a efectos meramente informativos y en ningún caso ha de tomarse como elemento interpretativo o de valoración con respecto al concepto de alta dirección establecido en la normativa vigente y en particular en el Real Decreto 1382/1985. La remuneración de las personas que ocupan cargos de dirección en su condición de Senior Management, excluidos quienes, simultáneamente, tienen la condición de miembro del Consejo de Administración (cuyas retribuciones han sido detalladas anteriormente) durante los ejercicios 2024 y 2023 puede resumirse en la forma siguiente: 2024 2023 Número de personas 13 21 Retribución (miles de euros) 5.465 8.118 En la información anual de 2023, los cargos de dirección conformaron un total de 21 personas, mientras que en el ejercicio 2024 se incluye la información retributiva de 13 personas que son las que tienen responsabilidad de dirección dentro del Grupo conforme al reglamento (UE) nº596/2014 de abril de 2014 y el responsable de auditoría interna. El importe que hubiera correspondido para el mismo colectivo de 13 personas si se hubiera aplicado el criterio de este año en 2023 sería de 4,8 millones de euros frente a los 5,5 millones de euros de 2024. El importe reflejado en los ejercicios 2024 y 2023 incluye aquellas cantidades derivadas de indemnizaciones abonadas a los directivos que han causado baja en dicho ejercicio por la extinción de sus relaciones contractuales. El Grupo procede a registrar, dentro del epígrafe “Gastos de personal” de la cuenta de resultados consolidada del ejercicio, el coste devengado en el mismo, estimado en base a la evolución de las variables que dan derecho al cobro de las compensaciones variables correspondientes y que se liquida una vez realizada la entrega de las acciones a cada empleado. Para los casos en los que el plan de entrega sea de acciones del accionista mayoritario del Grupo, el coste se registra con cargo a una cuenta por pagar con Acciona, S.A. A continuación, se detallan los diferentes planes de entrega de acciones aprobados por el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables a la fecha de presentación de las presentes cuentas anuales consolidadas del Grupo y sus características y alcance dentro de los diferentes niveles de la estructura de personal. 146 Plan 2021 de “performance shares” y entrega de acciones dirigido a los Consejeros Ejecutivos de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. de Incentivo a Largo Plazo Vinculado a la Creación de Valor La Compañía tiene en vigor un plan de incentivo a largo plazo vinculado a los objetivos de crecimiento y sostenibilidad establecidos en el Plan de Negocio para el periodo 2021-2025, que se denomina “Plan 2021 de “performance shares” y entrega de acciones dirigido a los Consejeros Ejecutivos de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A.” o “Plan 2021”, aprobado por la Junta General Extraordinaria de accionistas de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. en su reunión de 26 de mayo de 2021, en el contexto de su salida a bolsa, y cuyas características principales son las siguientes: Beneficiarios del plan: Los Consejeros ejecutivos de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., esto es, quienes durante la vigencia del Plan 2021 ostenten la condición de Consejeros con funciones ejecutivas del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. Duración del plan: desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2025. Métricas empleadas para medir el grado de consecución de los objetivos: Métricas financieras: (i) Potencia instalada total, medida en Gigawatios (GW). (ii) “EBITDA”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de intereses, impuestos, amortizaciones y depreciaciones. (iii) “BAI”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de impuestos. Métricas de sostenibilidad: (i) Reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO2). (ii) Incremento del número de mujeres en puestos gerenciales y directivos. (iii) Implantación de planes regenerativos locales a nuevos GWs. Otras métricas: (i) Retorno total del accionista (RTA), en términos absolutos y relativos, definido como la diferencia entre el valor final de una inversión en acciones ordinarias y el valor inicial de esa misma inversión, teniendo en cuenta que para el cálculo de dicho valor final se considerarán los dividendos u otros conceptos similares percibidos por el accionista durante el periodo de vigencia del plan. (ii) Tasa interna de retorno (“TIR”) de los proyectos invertidos sobre el coste medio ponderado del capital (“WACC”) prevalente en el momento de aprobación de la inversión. 147 (iii) Pipeline de proyectos. (iv) Cumplimiento de las reglas y procedimientos internos y políticas de control y gestión de riesgos. Cálculo del incentivo: Los datos obtenidos en cada una de las métricas se cuantificarán en 2026, con los datos agregados del quinquenio 2021-2025, y se compararán con los objetivos del Plan de Negocio para cada una de esas métricas. El coeficiente entre el dato real de cada magnitud y su correspondiente objetivo indicará, en porcentaje, la medición real del grado en que se ha cumplido el objetivo establecido para cada métrica. Esta medición del grado de cumplimiento del objetivo de cada métrica se denominará “Nivel de Consecución” del objetivo. Será requisito para calcular el Coeficiente de Logro Individual del objetivo de cada métrica y, por tanto, el Incentivo del Beneficiario, que el sumatorio de los productos que resulten de multiplicar el Nivel de Consecución del objetivo de cada una de las métricas Financieras y de Sostenibilidad por la ponderación que la correspondiente métrica Financiera y de Sostenibilidad tenga atribuida como peso relativo sea igual o superior al 65%. En el caso de que tal sumatorio resulte inferior al 65%, el Beneficiario no tendrá derecho a recibir incentivo alguno en aplicación del “Plan 2021 Consejeros”. Pago del incentivo y diferimiento: El Coeficiente de Logro será el multiplicador que se aplicará a la Asignación Inicial del Beneficiario y el resultado así obtenido será el número de Performance Shares que corresponderá al Beneficiario como “Asignación Final”. Cumplidas determinadas condiciones, la entrega de acciones se producirá en un 80% en el año 2026 una vez celebrada la Junta General ordinaria de ese año y el restante 20% de las Acciones se entregará de forma diferida en el año 2027, una vez celebrada la Junta General ordinaria de ese año y habiendo transcurrido como mínimo un año desde la fecha en que se entregó el 80% inicial de las Acciones. Malus y clawback: Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. podrá reclamar al Consejero Ejecutivo dentro de los tres años siguientes a cada fecha en que se haya efectuado un pago del incentivo (incluyendo el pago de la parte del incentivo abonada de forma diferida) la devolución (clawback), en todo o parte, del incentivo abonado al Consejero Ejecutivo si durante el referido periodo concurre, a juicio del Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, cualquiera de los siguientes supuestos (Malus): (i) el Consejero Ejecutivo incurre en un incumplimiento grave de los deberes de diligencia o lealtad conforme a los cuales debe desempeñar su cargo, o por cualquier otro incumplimiento grave y culpable de las obligaciones que el Consejero Ejecutivo tenga asumidas en virtud de sus contratos con el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables para el desarrollo de sus funciones ejecutivas o, (ii) se constata que el Consejero Ejecutivo ha percibido el incentivo en ejecución del plan con base en datos cuya inexactitud quede posteriormente demostrada de forma manifiesta. Liquidación anticipada: En atención al interés social y en caso de que se den circunstancias que lo hagan aconsejable para el Grupo a juicio del Consejo de Administración, previa consideración de la recomendación 148 de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, podrá anticipar la Asignación Final y el pago del incentivo mediante la entrega de las Acciones a los Beneficiarios teniendo en cuenta la evolución en el cumplimiento de los objetivos e indicadores previstos en este Reglamento hasta ese momento, así como la previsión de futuro en cuanto a su logro. Plan 2021 de “performance shares” y entrega de acciones dirigido a la dirección de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. de Incentivo a Largo Plazo Vinculado a la Creación de Valor El Grupo tiene en vigor un plan de incentivo a largo plazo vinculado a los objetivos de crecimiento y sostenibilidad establecidos en el Plan de Negocio para el periodo 2021-2025, que se denomina “Plan 2021 Directivos”, aprobado por el Consejo de Administración en su sesión del día 31 de mayo de 2021 y cuyas características principales son siguientes: Beneficiarios del plan: Los Directivos del Grupo Corporación Acciona Energías Renovable y aquellos otros empleados a los que el Consejo de Administración, previo informe de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, extienda el beneficio de participación. Duración del plan: desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2025. Métricas empleadas para medir el grado de consecución de los objetivos: Métricas financieras: (iv) Potencia instalada total, medida en Gigawatios (GW). (v) “EBITDA”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de intereses, impuestos, amortizaciones y depreciaciones. (vi) “BAI”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de impuestos. Métricas de sostenibilidad: (iv) Reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO2). (v) Incremento del número de mujeres en puestos gerenciales y directivos. (vi) Implantación de planes regenerativos locales a nuevos GWs. 149 Otras métricas: (v) Retorno total del accionista (RTA), en términos absolutos y relativos, definido como la diferencia entre el valor final de una inversión en acciones ordinarias y el valor inicial de esa misma inversión, teniendo en cuenta que para el cálculo de dicho valor final se considerarán los dividendos u otros conceptos similares percibidos por el accionista durante el periodo de vigencia del plan. (vi) Tasa interna de retorno (“TIR”) de los proyectos invertidos sobre el coste medio ponderado del capital (“WACC”) prevalente en el momento de aprobación de la inversión. (vii) Pipeline de proyectos. (viii) Cumplimiento de las reglas y procedimientos internos y políticas de control y gestión de riesgos. Cálculo del incentivo: Los datos obtenidos en cada una de las métricas se cuantificarán en 2026, con los datos agregados del quinquenio 2021-2025, y se compararán con los objetivos del Plan de Negocio para cada una de esas métricas. El coeficiente entre el dato real de cada magnitud y su correspondiente objetivo indicará, en porcentaje, la medición real del grado en que se ha cumplido el objetivo establecido para cada métrica. Esta medición del grado de cumplimiento del objetivo de cada métrica se denominará “Nivel de Consecución” del objetivo. Será requisito para calcular el Coeficiente de Logro Individual del objetivo de cada métrica y, por tanto, el Incentivo del Beneficiario, que el sumatorio de los productos que resulten de multiplicar el Nivel de Consecución del objetivo de cada una de las métricas Financieras y de Sostenibilidad por la ponderación que la correspondiente métrica Financiera y de Sostenibilidad tenga atribuida como peso relativo sea igual o superior al 65%. En el caso de que tal sumatorio resulte inferior al 65%, el Beneficiario no tendrá derecho a recibir incentivo alguno en aplicación del “Plan 2021 Directivos”. Pago del incentivo y diferimiento: El Coeficiente de Logro será el multiplicador que se aplicará a la Asignación Inicial del Beneficiario y el resultado así obtenido será el número de Performance Shares que corresponderá al Beneficiario como “Asignación Final”. La entrega de acciones se producirá en el año 2026 una vez celebrada la Junta General ordinaria de ese año. Entrega plurianual de acciones: Durante la vigencia del “Plan 2021 Directivos”, el Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, podrá, de forma unilateral y con plena discrecionalidad, decidir la asignación y entrega de acciones de manera extraordinaria (y de forma totalmente independiente de las entregas previstas en otros planes de entrega de acciones aplicable aprobados tanto por el Grupo como por su accionista de referencia) respecto de un período plurianual de un mínimo de tres años y sin exceder la duración del “Plan 2021 Directivos” como resultado de la consecución de resultados extraordinarios de la unidad de negocio o funcional respecto de la que el correspondiente Beneficiario tenga responsabilidades de gestión. 150 El Beneficiario de la entrega plurianual de acciones no podrá enajenar, gravar ni disponer de las mismas por título alguno (salvo mortis causa), ni constituir sobre ellas ningún derecho de opción ni ningún otro limitativo del dominio o de garantía respecto del 50% de las acciones que le sean entregadas, durante el plazo de un año desde su fecha de entrega y respecto del 50% restante durante el plazo de dos años desde su fecha de entrega. Opción de recompra: El “Plan 2021 Directivos” contempla una opción de recompra a favor de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. sobre el 100% de las acciones entregadas durante el primer año desde su fecha de entrega y sobre el 50% de las acciones entregadas durante el segundo año desde su fecha de entrega, en caso de que concurran determinadas circunstancias. En virtud de este Plan 2021 de entrega de acciones dirigido a la dirección, el número de acciones de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. entregadas a los Beneficiarios no consejeros ejecutivos, en atención al pago de parte de su retribución variable de 2023, asciende a 42.571 acciones entregadas a 15 directivos. Dado que este Plan tiene un devengo trianual, una tercera parte de los valores razonables citados anteriormente, se encuentra recogido en el epígrafe de Gastos de personal de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada a 31 de diciembre de 2024. Los dos tercios restantes se imputarán a la cuenta de resultados de los ejercicios 2025 y 2026. Plan de sustitución de retribución variable por acciones El Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., a propuesta del Comité de Nombramientos y Retribuciones de esa sociedad, con el fin de potenciar y extender los objetivos de fidelización y retención a los directivos del Grupo, aprobó el 23 de febrero de 2022 el “Plan de Sustitución de Retribución Variable por acciones de Acciona Energía, dirigido a la dirección de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y su grupo” (el Plan de Sustitución) cuyas características son las siguientes: Finalidad: Retener e incentivar eficazmente al equipo directivo y lograr una mayor alineación de sus intereses con los de la Sociedad y su Grupo. Duración inicial: Cinco años, desde 1 de enero de 2022 a 31 de diciembre de 2026. Objeto: Ofrecer de forma discrecional a determinados directivos de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y su Grupo la opción de sustituir o canjear todo o parte de su retribución variable en efectivo por acciones de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. de acuerdo con una ecuación de canje que se determinará cada año. La ecuación de canje aprobada conlleva un incentivo del 25% sobre la retribución variable sustituida. 151 Beneficiarios: Aquellos directivos que el Consejo de Administración libremente proponga. Quedan excluidos de este Plan los Consejeros Ejecutivos. Indisponibilidad de las acciones entregadas: Con carácter general, las acciones entregadas no podrán ser enajenadas, gravadas ni dispuestas por título alguno (salvo mortis causa), ni constituir sobre ellas ningún derecho de opción ni ningún otro limitativo del dominio o de garantía, hasta después del 31 de marzo del tercer año siguiente a aquel dentro del cual hayan sido entregadas las acciones al Beneficiario. Las acciones propias transmitidas a estos Beneficiarios correspondientes al incentivo, y no la parte de las acciones correspondiente a la retribución sustituida, quedarán sujetas a un derecho de recompra a favor de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y ejercitable en caso de que el Beneficiario adquirente de las acciones cese en su dedicación profesional a la sociedad o su Grupo antes del 31 de marzo del tercer año siguiente a aquel en que se realice la entrega por causa imputable al Beneficiario. El precio de las acciones que se tomará como referencia para determinar la ecuación de canje será el precio de cotización de cierre del último día bursátil del mes de marzo del año en que el Consejo de Administración acuerde la asignación de la opción de sustitución. Durante el primer semestre de 2024 se han entregado 16.938 acciones de la Sociedad a 12 directivos del grupo en pago de parte de su retribución variable en efectivo del año 2023 en aplicación del Plan de Sustitución. El día 22 de febrero de 2023 el Consejo de Administración a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones acordó ampliar el Plan de Sustitución de Retribución variable en acciones de los directivos con un incentivo del 25% ligado a permanencia dirigido a todos los empleados con retribución variable a nivel global. La participación en el Plan es voluntaria. Este Plan no es aplicable a los consejeros ejecutivos, por ser su relación de carácter mercantil y no laboral, ni a los directores. El Plan de Sustitución para empleados fue establecido en Australia durante el primer semestre del año 2023. Durante el primer semestre de 2024 el plan se ha extendido además a Chile, México y Estados Unidos. En aplicación de dicho plan global, en el ejercicio 2024 se han entregado 6.054 acciones a 54 empleados del Grupo, adicionales a las 16.938 entregadas a directivos del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. 152 Plan de accionistas El Consejo de Administración de Acciona acordó por unanimidad y previa recomendación de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, la aprobación de un nuevo “Plan de Accionistas” de aplicación general a todos los empleados con residencia fiscal en España que permite redistribuir parte de la retribución dineraria variable y/o fija con un límite de 12.000 euros anuales mediante la entrega de acciones de la Sociedad de acuerdo con el actual marco normativo, que favorece fiscalmente este tipo de planes. Se trata de un plan totalmente voluntario que ofrece a todos los empleados del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables con residencia fiscal en España la posibilidad de participar en los resultados convirtiéndose en accionista de ese Grupo. Este Plan no es aplicable a los consejeros ejecutivos, por ser su relación de carácter mercantil y no laboral. Durante la primera quincena del mes de abril de 2024, se han entregado 126.517 acciones valoradas al precio de cotización del cierre bursátil del día 28 de marzo de 2024. El día 22 de febrero de 2023 el Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, acordó ampliar el Plan de Accionistas de aplicación general a todos los empleados con residencia fiscal en Australia. La participación en el Plan es voluntaria. El Plan de Accionistas para empleados fue establecido en Australia durante el segundo semestre del año 2023. En aplicación de dicho plan en Australia, en el ejercicio 2024 se han entregado 1.073 acciones a empleados del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. La Sociedad ha determinado el valor razonable de los bienes y servicios recibidos por referencia al valor razonable de los instrumentos de patrimonio concedidos en base a los planes de acciones anteriormente descritos. Plan de Ahorro El Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., previa recomendación de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones de la sociedad, aprobó el 23 de marzo de 2022 un Plan de Ahorro vinculado a la supervivencia a una determinada edad, incapacidad permanente en los grados de total, absoluta y gran invalidez y fallecimiento (“Plan de Ahorro”) dirigido, exclusivamente a los Consejeros Ejecutivos de la Sociedad. Sus características básicas son las siguientes: a) Es un sistema de previsión social de la modalidad de aportación definida. b) Es un sistema que se dota externamente mediante el pago por la sociedad de primas anuales a una entidad aseguradora y a favor del Participante para la cobertura de supervivencia y las contingencias 153 de riesgo, esto es: (i) fallecimiento e (ii) incapacidad permanente en los grados previstos en el Reglamento. c) En el supuesto de que los participantes cesen en el cargo de Consejeros Ejecutivos de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. por cualquier causa, la Sociedad dejará de satisfacer las primas al Plan de Ahorro en la fecha en la que cesen fehacientemente en el cargo, sin perjuicio de los derechos económicos que se reconozcan a los Participantes. d) El abono de la prestación derivada del Plan de Ahorro será realizado directamente por la entidad aseguradora a los participantes, neto de las correspondientes retenciones o ingresos a cuenta del IRPF que, en su caso, sean aplicables y que serán a cargo del beneficiario de la Prestación. Para el resto de contingencias, el abono de la prestación también será realizado directamente por la entidad aseguradora a sus causahabientes. e) La condición de participante del Plan de Ahorro se perderá en caso de jubilación, cuando acaezca cualquiera de las contingencias de riesgo cubiertas y cobro de la prestación o en caso de cese en el cargo de Consejero Ejecutivo de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. por cualquier causa distinta de las anteriores. El funcionamiento actual del Plan de Ahorro del Consejero Ejecutivo consiste en la realización de aportaciones en exclusiva a cargo de la retribución variable anual del Consejero Ejecutivo, siendo el propio Consejero Ejecutivo quien decide liquidar todo o parte de su retribución variable anual a través de aportaciones extraordinarias al Plan de Ahorro. Fuera de estas aportaciones decididas por el Consejero Ejecutivo a cargo de su retribución variable, la sociedad no realiza actualmente aportaciones adicionales al Plan de Ahorro. La retribución variable se liquida en metálico, bien en el momento de su abono o diferida a través de una aportación al Plan de Ahorro. Las aportaciones diferidas a través de aportaciones al Plan de Ahorro a favor del Consejero Ejecutivo con cargo a la retribución variable del ejercicio 2023 que se realizaron en 2024 fueron de 550 miles de euros. El importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por el Consejero en esta materia asciende a 1.705 miles de euros a 31 de diciembre de 2024. 154 c) Auditor Durante los ejercicios 2024 y 2023, los honorarios relativos a los servicios de auditoría de cuentas y otros servicios prestados por el auditor de las cuentas anuales consolidadas del Grupo, KPMG Auditores, S.L., y por empresas pertenecientes a la red KPMG, así como los honorarios por servicios facturados por los auditores de cuentas anuales de las sociedades incluidas en la consolidación y por las entidades vinculadas a éstos por control, propiedad común o gestión, han sido los siguientes: Servicios prestados por el auditor principal Servicios prestados por otras firmas de auditoría 2024 2023 2024 2023 Auditoría 3 3 -- -- Total servicios de auditoría y relacionados 3 3 -- -- Servicios de asesoramiento fiscal -- -- 2 2 Otros servicios -- -- 1 2 Total otros servicios profesionales -- -- 3 4 . Los honorarios correspondientes a los servicios prestados por la empresa auditora KPMG Auditores, S.L. de las cuentas anuales del Grupo han sido: - Servicios de auditoría por 1,0 millones de euros en 2024 (0,9 millones de euros en 2023). - Otros servicios de verificación por importe de 0,3 millones de euros en el ejercicio 2024 (0,2 millones de euros en 2023), que incluyen servicios cuya prestación por los auditores de cuentas es práctica habitual y se corresponden con las revisiones limitadas de estados financieros intermedios, servicios de emisión de comfort letters relacionados con valores, el informe referido a la Información relativa al Sistema de Control interno sobre la Información Financiera, así como los informes sobre procedimientos acordados de certificación de ratios financieros. Por otro lado, bajo el concepto de “servicios de asesoramiento fiscal” se incluyen, fundamentalmente, honorarios por servicios de asesoramiento en la documentación de precios de transferencia, en impuesto sobre sociedades y tributación directa e indirecta. Por último, bajo el concepto de “otros servicios” se incluyen fundamentalmente servicios en el ámbito de la responsabilidad social corporativa, informes de expertos independientes y otros servicios. 34. Otra información referente al Consejo de Administración De conformidad con lo establecido en el artículo 229 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se prueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital, a 31 de diciembre de 2024, de la información disponible por la Sociedad y la que ha sido comunicada por los Consejeros y personas vinculadas a ellos, no se han incurrido en situaciones de conflicto, ya sea directo o indirecto, con el interés de la Sociedad. 155 35. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar a) Periodo medio de pago a proveedores en operaciones comerciales A continuación, se detalla la información requerida por la Disposición final segunda de la Ley 31/2014, de 3 de diciembre, que ha sido preparada aplicando la Resolución del Instituto de Contabilidad y Auditoría de Cuentas de fecha 29 de enero de 2016. Dicha información se refiere al ámbito nacional al que exclusivamente aplica esta normativa: Periodo medio de pago y pagos realizados y pendientes de pago en la fecha del estado de situación financiera 2024 2023 Días Días Periodo medio de pago a proveedores 15,36 14,32 Ratio de operaciones pagadas 15,17 13,61 Ratio de operaciones pendientes de pago 18,79 36,21 Importes (millones de euros) Importes (millones de euros) Total pagos realizados 1.939 2.357 Total pagos pendientes 107 77 Se entenderá por “Periodo medio de pago a proveedores” al plazo que transcurre desde la entrega de bienes o prestación de servicios a cargo del proveedor hasta el pago de la operación. Dicho “Periodo medio de pago a proveedores” se calcula como el cociente formado en el numerador por el sumatorio de la ratio de operaciones pagadas por el importe total de los pagos realizados más la ratio de operaciones pendientes de pago por el importe total de pagos pendientes y, en el denominador, por el importe total de pagos realizados y los pagos pendientes. La ratio de operaciones pagadas se calcula como el cociente formado en el numerador por el sumatorio de los productos correspondientes a los importes pagados, por el número de días de pago (días naturales transcurridos desde que se inicia el cómputo del plazo hasta el pago material de operación) y, en el denominador, el importe total de pagos realizados. Asimismo, la ratio de operaciones pendientes de pago corresponde al cociente formulado en el numerador por el sumatorio de los productos correspondientes a los importes pendientes de pago, por el número de días pendiente de pago (días naturales transcurridos que se inicia el cómputo del plazo hasta el día de cierre de las cuentas anuales) y, en el denominador, el importe total de pagos pendientes. 156 Adicionalmente, se detalla la información requerida por Ley 18/2022, de 28 de septiembre, de Creación y Crecimiento de Empresas en cuanto a las facturas pagadas en un periodo inferior al máximo establecido en la normativa de morosidad: Facturas pagadas dentro del periodo legal 2024 2023 Volumen monetario pagado en euros (millones de euros) 1.853 2.296 Porcentaje que supone sobre el total monetario de pagos a los proveedores 96% 97% Número de facturas pagadas 314 366 Porcentaje sobre el número total de facturas pagadas a proveedores 98% 92% b) Acuerdos de gestión de pago de proveedores (confirming) El Grupo cuenta con diferentes fórmulas de pago a sus proveedores entre las que se encuentra el confirming. La utilización del confirming no es significativa en relación con el conjunto de transacciones realizadas con los proveedores y se concentra en acuerdos de construcción de activos de generación de energía renovable en América del Norte y Australia. A 31 de diciembre de 2024, el importe de las facturas pendientes de vencimiento correspondiente a proveedores incluidos en acuerdos de confirming se presenta dentro de la partida “Otros pasivos corrientes”, y asciende a 210 millones de euros, de los que 209 millones ya han sido cobrados por los proveedores con fecha anterior al plazo de vencimiento de pago. El funcionamiento, condiciones y características principales de los acuerdos de confirming son los siguientes: el Grupo emite una orden a una entidad financiera para que haga efectivo el pago de las facturas en su fecha de vencimiento e informe a los proveedores que pueden solicitar el pago anticipado de forma irrevocable. La operativa de confirming se realiza a través de diferentes entidades financieras. A 31 de diciembre de 2024, el Grupo dispone de acuerdos de confirming con 7 entidades. El periodo de pago de los saldos incluidos en acuerdos de confirming se sitúa en un máximo de 60 días. Estos acuerdos no modifican la naturaleza comercial de los débitos ni alteran las condiciones de pago pactadas con los proveedores por lo que su presentación en el estado de situación financiera consolidado y en el estado de flujos de efectivo consolidado no difiere de la presentación de saldos y flujos de pago de los proveedores no incluidos en acuerdos de confirming. 157 ANEXO I SOCIEDADES DEL GRUPO Las sociedades dependientes de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. consideradas como Grupo tienen su configuración como tales de acuerdo con las NIIF-UE. Las incluidas en la consolidación de 31 de diciembre de 2024 por integración global y la información relacionada con las mismas son las siguientes (en millones de euros): Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Aberdeen Wind Facility 1 Pty. LTD. - Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - Acciona Administración Energía Dos, S.L.U. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Acciona Administración Energía Tres, S.L.U. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Acciona Administración Energía, S.L.U. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Acciona Airport Customer Services Gmbh - Alemania Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. 1 Acciona Biocombustibles, S.A.U. - España Sociedad de cartera 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 9 Acciona Biomasa, S.L.U. - España Sociedad de cartera 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 20 Acciona Desarrollo Corporativo Energía, S.L.U. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Acciona Desarrollos y Proyectos Renovables (antes Solbioext 2, S.L.) - España Otros 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Acciona Distributed Generation Chile SPA - Chile Energía eficiencia 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Distributed Generation, S.L.U. - España Energía solar 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Acciona Energía Atlanta I, S.L.U. - España Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energía Atlanta II, S.L.U. - España Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energía Atlanta III, S.L.U. - España Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energía Brasil LTDA - Brasil Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 12 Acciona Energía Carbon Technologies, S.L.U. (antes Acciona Energía Inversiones Corea, S.L.U.) - España Sociedad de cartera 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Acciona Energía Chile Holdings, S.A. A Chile Comercialización 100% Acciona Energía Chile, S.A. - Acciona Energía Chile, SpA A Chile Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energía Colombia SAS - Colombia Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energía Costa Rica, S.A. - Costa Rica Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energía Dominicana, S.R.L. E República Dominicana Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energia Financiacion Filiales Australia Pty LTD A Australia Financiera 100% Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. 209 Acciona Energía Financiación Filiales, S.A.U. A España Financiera 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 484 Acciona Energía France S.A.S. (antes Eqinov, S.A.S.) E Francia Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. 81 Acciona Energía Global Egypt, LLC - Egipto Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energia Global Italia, S.R.L. A Italia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 3 Acciona Energía Global, S.L.U. A España Sociedad de cartera 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 627 Acciona Energía Internacional, S.A. A España Sociedad de cartera 75% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 667 Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. A México Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 4 158 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Acciona Energía Perú S.A.C. - Perú Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 2 Acciona Energia Re A Luxemburgo Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 29 Acciona Energía Servicios México, S. de RL de C.V. A México Construcción 100% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 4 Acciona Energija Global Croatia D.O.O. - Croacia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energija, D.O.O. - Croacia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 2 Acciona Energy Australia Global, Pty. LTD A Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energy Canada Global Corp. - Canadá Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 137 Acciona Energy Global Ucrania LLC - Ucrania Sociedad de cartera 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Acciona Energy India Private, LTD C India Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energy North America Corp. - EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energy Oceania Construction, Pty. LTD - Australia Construcción 100% Acciona Energy Australia Global, Pty. LTD 1 Acciona Energy Oceania Financial Services, PYL, LTD. A Australia Financiera 100% Acciona Energy Australia Global, Pty. LTD - Acciona Energy Oceania Pty. LTD A Australia Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 146 Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. A Polonia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energy Poland Maintenance Services, Sp. Z.o.o. A Polonia Mantenimiento 100% Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. - Acciona Energy Poland, Sp. Z.o.o. A Polonia Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 52 Acciona Energy Singapore PTE LTD A Singapur Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. A Sudáfrica Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 10 Acciona Energy South Africa O&M (Proprietary) Limited (antes Firefly Investments 238 (proprietary) Limited) A Sudáfrica Mantenimiento 80% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. 2 Acciona Energy South Africa Pty. LTD. A Sudáfrica Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 52 Acciona Energy USA Global, LLC A EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 1.685 Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L. A Italia Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 31 Acciona Eólica de Castilla La Mancha, S.L.U. A España Energía eólica 100% Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U. - Acciona Eólica de Galicia, S.A.U. A España Energía eólica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 17 Acciona Eólica Levante, S.L.U. A España Energía eólica 100% Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U. 19 Acciona Eólica Portugal, S.A. A Portugal Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 10 Acciona Eólica Santa Cruz, S. de R.L. de C.V. A México Energía eólica 100% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 2 Acciona Esco Belgium S.R.L. - Bélgica Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. - Acciona ESCO Canada Inc. - Canadá Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. - Acciona Esco France S.A.S.U. - Francia Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. - Acciona ESCO USA LLC - EEUU Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. - Acciona Esco, S.L.U. A España Energía eficiencia 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 28 Acciona Facility Services Efficient Energy UK Limited - Reino Unido Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. 1 Acciona Facility Services Germany Gmbh - Alemania Energía eficiencia 100% Acciona Airport Customer Services GMBH 1 Acciona Facility Services Poland Sp. Z.o.o. - Polonia Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. - Acciona Generación Renovable, S.A.U. A España Energía (varios) 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 1.381 Acciona Green Energy Developments, S.L.U. A España Comercialización 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 91 Acciona Green Energy Portugal, Lda - Portugal Comercialización 100% Green Energy Developments, S.L.U. - Acciona Portugal II – Energia Global, LDA - Portugal Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Power Marketing USA, LLC - EEUU Comercialización 100% Acciona Energy USA Global, LLC 2 Acciona Proyectos Renovables para Hidrógeno, S.L.U. - España Energía hidrógeno 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Acciona Recarga Croatia, D.O.O. - Croacia Energía puntos recarga 93,56% Acciona Recarga,S.L. - Acciona Recarga Portugal Unipessoal, LDA - Portugal Energía puntos recarga 93,56% Acciona Recarga,S.L. - Acciona Recarga,S.L. A España Energía puntos recarga 93,56% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 21 Acciona Servicios Energéticos, S.L.R. de C.V. - México Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. 1 Acciona Solar Energy, LLC - EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Energy North America Corp. 78 Acciona Solar Holdings Pty. LTD. - Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Solar Power, Inc. - EEUU Mantenimiento 100% Acciona Energy USA Global, LLC 4 Acciona Solar Pty. LTD. - Australia Energía solar 100% Acciona Solar Holdings Pty. LTD. - 159 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Acciona Solar, S.A.U. - España Energía solar 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Acciona Suministradora México, S. de R.L. de C.V. A México Comercialización 100% Acciona Green Energy Development, S.L.U. 1 Acciona Wind Energy Canada Inc. - Canadá Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 7 Acciona Wind Energy Private, LTD C India Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 8 Acciona Wind Energy USA, LLC - EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Energy North America Corp. 426 Adelite Storage Project LLC - EEUU Energía almacenamiento 100% AEUG Solar Development LLC 11 AE Mex Global S. de R.L. de C.V. A México Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 94 AEGC Forty Mile Wind LP A Canadá Energía eólica 100% Acciona Energy Canada Global Corp. 117 AEUG Asset Holdco Canada Inc - Canadá Sociedad de cartera 100% Acciona Renewable Energy Canada Hold. LLC - AEUG Asset Holdco US, LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 1 AEUG Fleming Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% AEUG Solar Development LLC 14 AEUG Madison Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% AEUG Solar Development LLC 15 AEUG Real Estate, LLC - EEUU Energía eólica 100% Acciona Energy USA Global LLC - AEUG Solar Development LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 71 AEUG Solar Holdco LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC - AEUG Union Solar Finance LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 338 AEUG union solar Holding LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% AEUG Union Solar Finance LLC 338 AEUG Union Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% AEUG union solar Holding LLC 491 Álabe Proyectos Eólicos, S.A. - España Sociedad de cartera 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Aldoga Solar Farm Holdings Pty LTD - Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Aldoga Solar Farm Pty LTD - Australia Energía solar 100% Aldoga Solar Farm Holdings pty LTD - Almeyda SPA A Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 13 Alsubh Solar Energy Holdings, S.A.U. A España Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 6 Amper Central Solar, S.A. A Portugal Energía solar 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 29 Anchor Wind, LLC - EEUU Energía eólica 100% Acciona Energy USA Global, LLC 4 Apoderada Corporativa General, S.A.U. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Ardemer ITG, S.L. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 1 Ardenna, SPA - Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - Artsyz-Solar LLC - Ucrania Energía solar 94,36% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Axis Renewable Energy - Filipinas Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. y Freya Renewables, INC - Baltyk Energia Sp. Z.o.o. - Polonia Energía eólica 100% Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. - Bilyaivka WPP LLC - Ucrania Energía eólica 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Biodiesel Caparroso, S.L.U. - España Biocombustibles 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 11 Biomasa Briviesca, S.A. A España Biomasa 85% Acciona Biomasa, S.A.U. 4 Biomasa Miajadas, S.L.U. A España Biomasa 100% Acciona Biomasa, S.A.U. 19 Biomasa Sangüesa, S.L.U. - España Biomasa 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Blue Falcon 140 Trading Pty. LTD. A Sudáfrica Energía eólica 41,18% Acciona Energy South Africa Pty. LTD. 7 BT Cunningham Storage LLC A EEUU Energía almacenamiento 100% Cunningham Storage Holding LLC 152 CE Oaxaca Cuatro, S. de R.L. de C.V. A México Energía eólica 75% Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. - CE Oaxaca Dos, S. de R.L. de C.V. A México Energía eólica 75% Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. 1 CE Oaxaca Tres, S. de R.L. de C.V. A México Energía eólica 75% Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. - CE.SI. Cesa Eolo Sicilia, S.R.L. A Italia Energía eólica 75% Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L. 4 Central Hidroeléctrica Reversible Irene, S.L. - España Otros 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Ceólica Hispania, S.L.U. A España Energía eólica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 423 160 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Civerzba ITG, S.L.U. A España Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 4 Compañía Eólica Granadina, S.A. A España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L.U. 3 Coneflower Storage Project LLC - EEUU Energía almacenamiento 100% AEUG Solar Development LLC 17 Consorcio Eólico Chiripa, S.A. A Costa Rica Energía eólica 65% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Corporación Acciona Eólica, S.L.U. A España Energía eólica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 344 Corporación Acciona Hidráulica, S.L.U. A España Energía hidráulica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 65 Corporación Eólica de Valdivia, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 13 Cotoperí Solar FV, SRL E República Dominicana Energía solar 51% Acciona Energía Global, S.L.U. 7 CSF Almodôvar, Unipessoal, LDA - Portugal Energía solar 100% Acciona Portugal II – Energia Global, LDA 1 Cunningham Storage Holding LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 152 Dempsey Ridge Wind Farm, LLC A EEUU Energía eólica 75% Acciona Wind Energy USA, LLC 147 Desarrollo Eólico Chiripa II S.A. - Costa Rica Energía eólica 65% Acciona Energía Global, S.L.U. - Desarrollos Renovables Eólicos y Solares, S.L.U. - España Energía solar 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 7 Desarrollos Renovables del Norte, S.L.U. - España Energía (varios) 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 5 Dymerka Photovoltaic Power Plant-2 LLC - Ucrania Energía solar 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Dymerka Solar LLC - Ucrania Energía solar 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Polonia Sociedad de cartera 100% Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. - Dymersa Photovoltaic Power Plant-3 LLC - Ucrania Energía solar 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Ecogrove Wind, LLC A EEUU Energía eólica 75% Acciona Wind Energy USA, LLC 77 Efrato ITG, S.L.U. A España Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 4 El Romero, SPA A Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 98 Empordavent, S.L.U. A España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 14 Empreendimientos Eólicos de Ribadelide, S.A. A Portugal Energía eólica 75% Acciona Eólica Portugal, S.A. 5 Empreendimientos Eólicos do Verde Horizonte, S.A. A Portugal Energía eólica 75% Acciona Eólica Portugal, S.A. 7 Energea Servicios y Mantenimiento. S.L.U. A España Mantenimiento 100% Terranova Energy Corporation, S.A.U. - Energia de Vila Pouca, Unipessoal, LDA - Portugal Energía solar 100% Acciona Portugal II – Energia Global, LDA - Energía del Norte S.A.C. - Perú Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Energia do Alqueva, Unipessoal, LDA - Portugal Energía solar 100% Acciona Portugal II – Energia Global, LDA - Energía Renovable del Istmo II SA de CV A México Energía eólica 100% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 16 Energía Renovable del Sur, S.A. A Perú Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 13 Energía sin fronteras de Centroamérica S.A. - Costa Rica Energía eólica 65% Acciona Energía Global, S.L.U. - Energías Alternativas de Teruel, S.A.U. - España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 4 Energías Eólicas de Catalunya, S.A.U. A España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 6 Energías Renovables de Ricobayo, S.A. - España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L.U. - Energías Renovables El Abra, S.L.U. - España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 6 Energías Renovables Mediterráneas, S.A. D España Energía eólica 75% Acciona Generación Renovables S.A.U. y Med Wind Energy, S.L. 100 Energias Renovables Operacion & Mantenimiento, S.L.U. A España Mantenimiento 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 8 Energías Renovables Peñanebina, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 3 Energy Zen, S.A. - Costa Rica Energía solar 65% Acciona Energía Global, S.L.U. - Enren, S.R.L. E República Dominicana Energía solar 100% Acciona Energía Dominicana, S.R.L. - Eólica de Rubió, S.L.U. A España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 6 Eólica de Zorraquin, S.L. A España Energía eólica 66% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Eólica Villanueva, S.L. A España Energía eólica 66,66% Acciona Generación Renovable, S.A.U. y Iniciativas Energéticas Renovables, S.L. 1 Eólicas de Tierra Morenas S.A. - Costa Rica Energía eólica 65% Acciona Energía Global, S.L.U. - 161 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Eólico Alijar, S.A.U. - España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 5 Eólicos Breogán, S.L.U. - España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 1 Estación de Servicio Legarda, S.L.U. - España Biocombustibles 100% Acciona Biocombustibles, S.A.U. - Eurus, S,A.P.I de C.V. A México Energía eólica 70,50% Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. - Fe Berg River proprietary limited - Sudáfrica Energía eólica 51% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - Fe Bonne Esperance proprietary limited - Sudáfrica Energía eólica 51% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - Ferral Energia Real, Unipessoal, LDA - Portugal Energía solar 100% Acciona Portugal II – Energia Global, LDA - Fort Bend Holding LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Fort Point Finance LLC 174 Fort Bend Solar LLC A EEUU Energía solar 100% Fort Bend Holding LLC 297 Fort Point Finance LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 296 Freya Renewables, INC - Filipinas Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 3 Generación de Energía Renovable. S.A.U. - España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 5 Gestion de Recursos Corporativos, S.L.U. - España Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - Golice Wind Farm Sp. Z.o.o. A Polonia Energía eólica 75% Acciona Energy Poland, Sp Z.o.o. 9 Green Pastures Wind I LLC - EEUU Energía eólica 100% Acciona Energy USA Global, LLC 100 Green Pastures Wind II LLC - EEUU Energía eólica 100% Acciona Energy USA Global, LLC 100 Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A.U. - España Energía eólica 100% Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U. - Gunning Wind Energy Developments Pty LTD A Australia Energía eólica 75% Gunning Wind Energy Holdings Pty LTD 2 Gunning Wind Energy Holdings Pty LTD - Australia Energía eólica 75% Acciona Energy Oceanía, Pty. LTD 2 High Point Holding LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Fort Point Finance LLC 122 High Point Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% High Point Holding LLC 168 Hudzovka Solar 1 LLC - Ucrania Energía solar 92,15% Dymerka Solar poland Sp. Z.o.o. - Hudzovka Solar 2 LLC - Ucrania Energía solar 88,61% Dymerka Solar poland Sp. Z.o.o. - Ineuropa Proyectos Renovables, S.A.U. - España Sociedad de cartera 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 2 Infraestructuras Ayora, S.L. - España Energía eólica 84,72% Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A.U. - Ipupiara I Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara II Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 1 Ipupiara III Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara IV Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara IX Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara V Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara VI Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara VII Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ipupiara VIII Energia S.A. (antes Bahia Eólica I Energias S.A.) - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Irradiasol Dominicana SRL - República Dominicana Energía solar 51% Acciona Energía Global, S.L.U. 4 Irrigation Solar Farm, S.L.U. - España Energía solar 100% Acciona Distributed Generation, S.L.U. - Juna Renewable Energy P.L. A India Energía solar 100% Kawani Energy P.L. 29 Kallfu, SPA - Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - Karara Holdings PTY LTD - Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Karara Wind Farm PTY LTD - Australia Energía almacenamiento 100% Karara Holdings PTY LTD - Kawani Energy P.L. E India Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 27 Kirov ITG, S.L.U. - España Otros 100% Desarrollos Renovables Eólicos y Solares, S.L.U. 1 Kozyatynska WPP LLC - Ucrania Energía eólica 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Kuruf, SPA - Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - KW Tarifa, S.A.U. A España Energía eólica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 8 162 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) La Chalupa Finance, LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global LLC 82 La Chalupa Holding, LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% La Chalupa Finance, LLC 81 La Chalupa, LLC A EEUU Energía eólica 100% La Chalupa Holding, LLC 197 Lafquen, SPA - Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - Lameque Wind Power Lp A Canadá Energía eólica 75% Acciona Wind Energy Canada Inc. 3 Langhoogte Wind Farm Pty. LTD. - Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - Lile, SPA - Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - Llewin Brzeski Wind Farm Sp. Z.o.o. - Polonia Energía eólica 100% Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. 1 Loxton Wind Facility 1 Pty. LTD. - Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - Macintyre UJV Operator Pty LTD - Australia Energía eólica 100% Acciona Solar Holdings Pty. LTD. - Macintyre Wind Farm Holdings Pty LTD - Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Solar Holdings Pty. LTD. - Macintyre Wind Farm Pty. LTD. A Australia Energía eólica 100% Macintyre Wind Farm Holdings Pty. LTD. - Malgarida I SPA A Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Malgarida II SPA A Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Meltemi, Sp. Z.o.o. A Polonia Energía Eólica 75% Acciona Energy Poland, Sp Z.o.o. 30 MFS-Moura Fábrica Solar-Fábrico e Comércio de Painéis Solares, LDA - Portugal Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 2 Mortlake South Wind Farm Holdings Pty. LTD. - Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 195 Mortlake South Wind Farm Pty. LTD. A Australia Energía eólica 100% Mortlake South Wind Farm Holdings Pty. LTD. 187 Mt. Gellibrand Wind Farm Holdings Pty, LTD. - Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 124 Mt. Gellibrand Wind Farm Pty, LTD. A Australia Energía eólica 100% Mt. Gellibrand Wind Farm Holdings Pty, LTD. 120 Mysliborz Wind Farm Sp. Z.o.o. - Polonia Energía eólica 100% Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. - Narzym Wind Farm Sp. z o.o. - Polonia Energía eólica 100% Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o. - Nevada Solar One, LLC - EEUU Energía Termosolar 75% Acciona Solar Energy, LLC 50 Notos Produçao de Energía Eléctrica, LDA A Portugal Energía eólica 52,50% Sistemas Energéticos Sayago, S.L.U. - Oakleaf investment Holdings 86 (proprietary) limited A Sudáfrica Construcción 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - Palmas Wind Finance LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global LLC 123 Palmas Wind Holding LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Palmas Wind Finance LLC 109 Palmas Wind, LLC A EEUU Energía eólica 100% Palmas Wind Holding LLC 197 Páramo de los Angostillos, S.L.U. A España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 12 Parco Eólico Cocullo S.P.A. A Italia Energía eólica 75% Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L. 2 Parco Eolico Flottante Libeccio SRL - Italia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Parco Eolico Flottantee Enotria SRL - Italia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Parco Eolico Flottantee Mistral SRL - Italia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Parco Eolico Flottantee Tramontana SRL - Italia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Parco Fotovoltaico Li Poggi, S.R.L. (antes Acciona Eólica Calabria, S.R.L.) - Italia Energía solar 100% Acciona Energia Global Italia, S.R.L. 1 Parque Eólico da Costa Vicentina, S.A. A Portugal Energía eólica 75% Acciona Eólica Portugal, S.A. 3 Parque Eólico do Outeiro, S.A. A Portugal Energía eólica 75% Acciona Eólica Portugal, S.A. 18 Parque Eólico El Chaparro, S.L.U. - España Energía eólica 100% Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U. - Parque Eólico Escepar, S.A.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 2 Parque Eólico La Esperanza, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 3 Parque Eólico Peralejo, S.A.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 1 Parque Eólico San Gabriel SPA A Chile Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 99 Parque Eólico Villamayor, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 6 Parques Eólicos Celadas, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 5 Parques Eólicos de Cerrato, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 1 Parques Eólicos de Ciudad Real, S.L.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 8 Parques Eólicos de San Lázaro, S.A. de C.V. A México Energía eólica 100% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 13 Pichilingue SPA - Chile Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Pitagora, S.R.L. A Italia Energía eólica 75% Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L. 9 Pofadder Wind Facility 1 Pty. LTD. - Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - 163 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Proyectos Renovables Innovadores, S.A.U. - España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Punta Palmeras, S.A. A Chile Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 37 Pyrenees Wind Energy Developments Pty. LTD - Australia Energía eólica 75% Pyrenees Wind Energy Holdings Pty. LTD 7 Pyrenees Wind Energy Holdings Pty. LTD A Australia Sociedad de cartera 75% Acciona Energy Oceanía, Pty. LTD 11 Red Hills Finance, LLC A EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Wind Energy USA, LLC - Red Hills Holding, LLC - EEUU Sociedad de cartera 71,25% Red Hills Finance, LLC - Red Hills Wind Project, LLC A EEUU Energía eólica 71,25% Red Hills Holding LLC - Red Tailed Hawk Finance LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global LLC 391 Red Tailed Hawk Holding LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Red Tailed Hawk Finance LLC 391 Red Tailed Hawk, LLC A EEUU Energía solar 100% Red Tailed Hawk Holding LLC 505 Renovables del Penedés, S.A.U. - España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 4 Ripley Windfarm JV A Canadá Energía eólica 75% Acciona Wind Energy Canada Inc - San Roman Finance, LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 51 San Roman Holding, LLC - EEUU Sociedad de cartera 100% San Roman Finance, LLC 49 San Roman Wind I, LLC A EEUU Energía eólica 100% San Roman Holding, LLC 127 San Solar Energy Facility Pty. LTD. - Sudáfrica Energía solar 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - SERE-Sociedade Exploradora de Recursos Eléctricos, S.A. A Portugal Energía eólica 75% Acciona Eólica Portugal, S.A. 7 Sierra de Selva, S.L.U. A España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 17 Sistemas Energéticos Sayago, S.L.U. - España Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Sistemas Energéticos Valle de Sedano, S.A.U. A España Energía eólica 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 21 Sociedad Istmeña Desarrollo Eólico, S. de R.L. de C.V. - México Energía eólica 100% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 2 Solar Bolarque, S.L.U. - España Energía solar 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Solar PDV, SPA - Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Solar Zen, S.A. - Costa Rica Energía solar 65% Acciona Energía Global, S.L.U. - Solarna Elektranae Promina d.o.o - Croacia Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Solhidro Green Suministradora,S.L.U. - España Otros 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Sun Photo Voltaic Energy India Pvt, LTD C India Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 26 Tatanka Finance, LLC - EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Wind Energy USA, LLC 1 Tatanka Wind Holding, LLC - EEUU Sociedad de cartera 75% Tatanka Finance, LLC 2 Tatanka Wind Power, LLC A EEUU Energía eólica 75% Tatanka Wind Holding, LLC 203 Terranova Energy Corporation, S.A.U. - España Sociedad de cartera 100% Ceólica Hispania, S.L.U. 1 Tolpán sur, SPA. A Chile Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 27 Tuppadahali Energy India Pvt, LTD C India Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 15 Usya, SPA A Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Valdivia Energía Eólica, S.A.U. A España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 10 Velva Windfarm, LLC - EEUU Energía eólica 75% Acciona Wind Energy USA, LLC 3 Ventoleros de Tilarán OPYL S.A. - Costa Rica Energía eólica 65% Acciona Energía Global, S.L.U. - Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 2 Ventos de Santa Edna Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Santa Ida Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Santa Iria Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Santa Karolina Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. 1 Ventos de Santa Lindalva Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Santa Paulina Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 3 Ventos de Sao Getulio Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao James Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - 164 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Ventos de Sao Jordao Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Josef Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Juan Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Miguel Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Narciso Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Nicolau Energias Renovaveis S.A. - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Peregrino Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Pio X Energias renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. 1 Ventos de Sao Ranieri Energias Renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Ventos de Sao Xisto Energias renovaveis LTDA - Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - Vientos Bajo Hondo I, S.A. E Argentina Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. y Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Vientos Bajo Hondo, S.A. E Argentina Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. y Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Vjetroelektrana Cemernica, D.O.O. - Croacia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Vjetroelektrana Jelinak, D.O.O. A Croacia Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 12 Vjetroelektrana Opor, D.O.O. - Croacia Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 1 Voltser, Serviços de Operaçao e Manutençao de Centrais Fotovoltaicas Unipessoal, LDA - Portugal Mantenimiento 100% Acciona Portugal II – Energia Global, LDA - Windfall 59 Properties Pty. LTD. A Sudáfrica Energía solar 41,18% Acciona Energy South Africa Pty. LTD. 2 Wolseley Wind Farm Pty. LTD. - Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. LTD. - () Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros 165 ANEXO II OPERACIONES CONTROLADAS CONJUNTAMENTE Las sociedades multigrupo incluidas en la consolidación del ejercicio por el método de integración proporcional de acuerdo con las NIIF-UE y la información relacionada con las mismas son las siguientes (en millones de euros): Sociedades controladas conjuntamente Auditor País Actividad principal % Particip. efectiva en el grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Acciona Comercializadora B2C, S.L. (antes Alderaan Energia, S.L.) - España Energía eficiencia 35% Acciona Hogares y Pymes S.L. (antes Solideo Group, S.L.) 1 Acciona Common Ventures, S.L. - España Sociedad de cartera 50% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 42 Acciona Hogares y Pymes Assets S.L (antes Solideo Eco Systems, S.L.U.) E España Energía eficiencia 35% Acciona Hogares y Pymes S.L. (antes Solideo Group, S.L.) 31 Acciona Hogares y Pymes Energy S.L (antes Solideo energy, S.L.U.) - España Energía eficiencia 35% Acciona Hogares y Pymes S.L. (antes Solideo Group, S.L.) 5 Acciona Hogares y Pymes S.L. (antes Solideo Group, S.L.) - España Sociedad de cartera 35% Acciona Common Ventures, S.L. 42 Chin Chute Windfarm JV - Canadá Energía eólica 37,50% Acciona Wind Energy Canada Inc. 5 Iniciativas Energéticas Renovables, S.L. - España Energía eólica 50% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Magrath Windfarm JV - Canadá Energía eólica 37,50% Acciona Wind Energy Canada Inc. 3 () Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros 166 ANEXO III SOCIEDADES PUESTAS EN EQUIVALENCIA Las entidades asociadas incluidas en la consolidación del ejercicio por el método de la participación, de acuerdo con las NIIF-UE y la información relacionada con las mismas son las siguientes (en millones de euros): Sociedades Participación Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/Libros (millones de euros) Acciona Data Centers S.L. - España Otros 33,33% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Acciona Global Renewables, S.L. - España Otros 46,58% Acciona Generación Renovable, S.A.U. y Renercycle, S.L. - Acciona Nordex Green Hidrogen, S.L. (antes Nordex H2, S.L.) - España Energía Hidrógeno 25% Acciona Common Ventures, S.L. (antes Corporación Eólica Catalana, S.L.) 100 Acciona Plug Portugal, unipessoal lda. - Portugal Energía hidrógeno 50% Acciona Plug, S.L. - Accionaplug Valle H2V Navarra, S.L. - España Energía hidrógeno 50% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Accionaplug, S.L. A España Energía hidrógeno 50% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 3 Alsubh Solar Power, S.A.E. A Egipto Energía Solar 50% Alsubh Solar Energy Holdings, S.A. 5 Aprofitament d’Energías Renovables de l’Ebre, S.L. - España Energía eólica 9,76% Empordavent, S.L.U. 1 AT Operadora Puerto Libertad, SAPI de CV - México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar I, SAPI de CV - México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar II, SAPI de CV - México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar III, SAPI de CV - México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar V, SAPI de CV A México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 18 Blue Canyon Windpower, LLC - EEUU Energía eólica 14% Acciona Wind Energy USA, LLC 1 Briscoe Wind Farm LLC E EEUU Energía eólica 15% CEI Wind JV LLC - Carnotavento, S.A. - España Inactiva 24,50% Eurovento, S.L.U. - Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd - Australia Sociedad de cartera 37.5% Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd 23 Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd - Australia Sociedad de cartera 37.5% Acciona Energy Oceania Pty, Ltd 13 Cathedral Rocks Wind Farm, Pty. Ltd - Australia Energía eólica 37.5% Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd 23 CEI Wind JV LLC E EEUU Sociedad de cartera 15% Acciona Energy USA Global, LLC - Energías Eólicas de Castellón, S.L.U. - España Energía eólica 50% Med Wind Energy, S.L. - Eólicas Mare Nostrum, S.L. - España Energía eólica 75% Acciona Generación Renovables S.A. y Med Wind Energy, S.L. 10 Eolink, S.A.S - Francia Energía eólica 23,74% Acciona Energía Global, S.L.U. 6 Eurovento. S.L.U. - España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L.U. 2 Infraestructuras San Serván 220, S.L. - España Energía solar 25,60% Desarrollos Renovables Eólicos y Solares, S.L.U. - Infraestructuras Villanueva, S.L. - España Energía eólica 40,53% Guadalaviar Consorcio Eólico , S.A.U. - Líneas Eléctricas Asturianas. S.L. - España Sociedad de cartera 50% Eurovento, S.L.U. - Líneas Eléctricas de Galicia II. S.L. - España Sociedad de cartera 35% Eurovento, S.L.U., y P.E.de Adraño, S.L. - Líneas Eléctricas de Galicia III. S.L. - España Sociedad de cartera 50% Eurovento, S.L.U., y P.E.de Adraño, S.L. - Líneas Eléctricas de Galicia. S.L. - España Sociedad de cartera 50% Eurovento, S.L.U., y P.E.de Adraño, S.L. - 167 Med Wind Energy, S.L. - España Energía eólica 50% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 118 Operador del Mercado Ibérico – Polo Español. S.A. D España Otros 5% Acciona Generación Renovables S.A.U. 2 Parque Eólico de Abara, S.L. C España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L. 5 Parque Eólico de Adraño, S.L. C España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L. 28 Parque Eólico de Barbanza, S.A. A España Energía eólica 12,50% Eurovento, S.L.U. 1 Parque Eólico de La Bobia y San Isidro, S.L. C España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L. 1 Parques Eólicos de Buio, S.L. C España Energía eólica 50% Ceólica Hispania, S.L. 14 Power to Green Hydrogen Mallorca S.L. - España Energía Hidrógeno 44% Acciona Generación Renovables S.A.U 14 Renen Services LLC A Egipto Energía Solar 50% Acciona Energía Global, S.L.U. - Renercycle, S.L. - España Otros 15,80% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Rising Sun Energy, S.A.E. A Egipto Energía Solar 50% Civerzba ITG, S.L.U. 5 Servicios Renovables de Recarga S.L. - España Energía puntos recarga 56,14% Acciona Recarga,S.L. - Sistemes Electrics Espluga, S.A. - España Energía eólica 50% Energías Eólicas de Catalunya, S.A.U. 2 Sunrise Energy, S.A.E. A Egipto Energía Solar 50% Efrato ITG, S.L.U. 5 The Blue Circle Pte. Ltd (y dependientes) E Singapur Sociedad de cartera 49,99% Acciona Energía Global, S.L.U. 37 Tuto Energy I, S.A.P.I. de C.V. - México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. - Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V. A México Energía Solar 50% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 17 Vento Mareiro, S.L. - España Inactiva 24,50% Eurovento, S.L.U. - Ventos e Terras Galegas II, S.L. - España Sociedad de cartera 50% Ceólica Hispania, S.L. - Ventos e Terras Galegas, S.L. - España Sociedad de cartera 50% Ceólica Hispania, S.L. - (*) Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros 168 ANEXO IV MODIFICACIONES EN EL PERÍMETRO DE CONSOLIDACIÓN Las cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2024 han sido los siguientes: Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación Acciona Data Centers S.L. España Otros Compra Participación Acciona ESCO Canada Inc. Canadá Energía eficiencia Alta Global Acciona ESCO USA LLC EEUU Energía eficiencia Alta Global Acciona Recarga Croatia, D.O.O. España Energía puntos recarga Alta Global Acciona Recarga Portugal Unipessoal, LDA Portugal Energía puntos recarga Alta Global Acciona Saltos de Agua, S.L.U. España Energía hidráulica Venta Global Adelite Storage Project LLC EEUU Energía almacenamiento Compra Global AEUG Union Solar Finance LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global AEUG union solar Holding LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global Alfa SPA Chile Energía solar Venta Global Ardemer ITG, S.L. España Otros Cambio método Global Axis Renewable Energy Filipinas Energía eólica Compra Global Bilyaivka WPP LLC Ucrania Energía eólica Alta Global Briscoe Wind Farm LLC EEUU Energía eólica Compra Participación Cargacoches Cantabria, S.L.U. España Energía puntos recarga Baja Global CEI Wind JV LLC EEUU Sociedad de cartera Compra Participación Charge and Parking, S.L.U. España Energía puntos recarga Baja Global Coneflower Storage Project LLC EEUU Energía almacenamiento Compra Global Cunningham Storage Holding LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global Desarrollo Eólico Chiripa II S.A. Costa Rica Energía eólica Compra Global Energía del Norte S.A.C. Perú Energía eólica Compra Global Energía sin fronteras de Centroamérica S.A. Costa Rica Energía eólica Compra Global Energy Corp Hungary Megújuló Energia Hasznosító KFT Hungría Energía eólica Venta Participación Energy Zen, S.A. Costa Rica Energía solar Compra Global Eólicas de Tierra Morenas S.A. Costa Rica Energía eólica Compra Global Freya Renewables, INC Filipinas Energía eólica Compra Global Green Pastures Wind I LLC EEUU Energía eólica Compra Global Green Pastures Wind II LLC EEUU Energía eólica Compra Global Hidroeléctrica del Serradó, S.L.U. España Energía hidráulica Venta Global Infraestructuras de Movilidad Urbana Sostenible AQ JV, S.L España Energía puntos recarga Venta Participación Irradiasol Dominicana SRL República Dominicana Energía solar Compra Global Juna Renewable Energy P.L. India Energía solar Compra Global Karara Holding PTY LTD Australia Sociedad de cartera Alta Global Karara Wind Farm PTY LTD Australia Energía almacenamiento Alta Global Kawani Energy P.L. India Energía solar Compra Global Kozyatynska WPP LLC Ucrania Energía eólica Alta Global Mov-R H1 Szélerömü Megújuló Energia Hasznosító KFT Hungría Energía eólica Venta Participación NVS1 Investment Group, LLC EEUU Sociedad de cartera Baja Global Parco Eolico Flottante libeccio SRL Italia Energía eólica Alta Global Parco Eolico Flottantee enotria SRL Italia Energía eólica Alta Global Parco Eolico Flottantee mistral SRL Italia Energía eólica Alta Global Parco Eolico Flottantee SRL Italia Energía eólica Alta Global Pleiades S.A. Chile Energía solar Venta Global Rec Energy Solutions, S.L.U. España Energía puntos recarga Baja Global Red Tailed Hawk Finance LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global 169 Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación Red Tailed Hawk Holding LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global Saltos del Nansa I, S.A.U. España Energía hidráulica Venta Global Saltos y Centrales de Catalunya, S.A.U. España Energía hidráulica Venta Global Servicios Renovables de Recarga S.L. España Energía puntos recarga Alta Participación Solar Zen, S.A. Costa Rica Energía solar Compra Global Surya Energy Photo Voltaic India Pvt, LTD India Energía eólica Venta Global Ventoleros de Tilarán OPYL S.A. Costa Rica Energía eólica Compra Global Los cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2023 fueron los siguientes: Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación AEGC Forty Mile Wind LP Canadá Energía eólica Compra Global Acciona Energia Re Luxemburgo Otros Alta Global Acciona Energija Global Croatia d.o.o. Croacia Sociedad de cartera Alta Global Acciona Eólica Cesa, S.L.U. España Sociedad de cartera Baja Global Acciona Esco Belgium SRL Bélgica Energía eficiencia Alta Global Acciona Global Renewables, S.L. España Otros Cambio método Participación Acciona Plug Portugal, unipessoal lda. Portugal Energía hidrógeno Alta Participación Accionaplug Valle H2V Navarra, S.L. España Energía hidrógeno Alta Participación Acciona Proyectos Renovables para Hidrógeno, S.L. España Energía hidrógeno Alta Global Aerosite Energy Private Ltd. India Energía eólica Baja Global Alderaan Energia, S.L.U. España Energía eficiencia Compra Proporcional Aldoga Solar Farm Holdings pty LTD Australia Sociedad de cartera Alta Global Aldoga Solar Farm pty LTD Australia Energía solar Alta Global Amper Central Solar, S.A. Portugal Energía solar Cambio método Global Ardenna, spa Chile Energía eólica Alta Global Cathedral Rocks Construction and Management Pty Ltd Australia Energía eólica Baja Participación Ceatesalas, S.L.U. España Sociedad de cartera Baja Global Corporación Eólica La Cañada, S.L.U. España Sociedad de cartera Baja Global Cotoperí solar FV, SRL República Dominicana Energía solar Cambio método Global Empreendimentos Eólicos da Raia, S.A. Portugal Energía eólica Baja Global Empreendimentos Eólicos de Pracana, S.A. Portugal Energía eólica Baja Global Energías Eólicas de Castellón, S.L.U. España Energía eólica Compra Participación Energías Renovables de Barazar, S.L.U. España Sociedad de cartera Baja Global Energías Renovables Mediterráneas, S.A. España Energía eólica Cambio método Global Eólicas do Marão-Produção de Energía, S.A. Portugal Energía eólica Baja Global Fe Berg River proprietary limited Sudáfrica Energía eólica Compra Global Fe Bonne Esperance proprietary limited Sudáfrica Energía eólica Compra Global Fort Bend Holding LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global Fort Point Finance LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global Fujin Power Private Ltd. India Energía eólica Baja Global High Point Holding LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global Kallfu, spa Chile Energía eólica Alta Global Kuruf, spa Chile Energía eólica Alta Global Lafquen, spa Chile Energía eólica Alta Global Lile, spa Chile Energía eólica Alta Global Med Wind Energy, S.L. España Energía eólica Compra Participación Parque Eólico de A Ruña, S.L. España Energía eólica Baja Participación Parque Eólico de Ameixenda Filgueira, S.L. España Energía eólica Baja Participación Parque Eólico de Currás, S.L. España Energía eólica Baja Participación Parque Eólico de Deva, S.L. España Energía eólica Baja Participación 170 Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación Parque Eólico de Manrique, S.A. Portugal Energía eólica Baja Global Parque Eólico de Tea, S.L. España Energía eólica Baja Participación Parque Eólico de Vicedo, S.L. España Energía eólica Baja Participación Parque Eólico de Virxe Do Monte, S.L. España Energía eólica Baja Participación Parque Eólico dos Fiéis, S.A. Portugal Energía eólica Baja Global Renercycle, S.L. España Otros Alta Participación Solarna Elektranae Promina d.o.o Croacia Energía solar Alta Global Solideo Eco Systems, S.L.U. España Energía eficiencia Compra Proporcional Solideo Energy, S.L.U. España Energía eficiencia Compra Proporcional Solideo Group, S.L. España Sociedad de cartera Compra Proporcional 171 ANEXO V Marco regulatorio significativo España Con fecha 12 de julio de 2013 se publicó el Real Decreto-ley 9/2013, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Este RDL introdujo cambios sustanciales en el marco jurídico y económico aplicable y derogó, entre otros, el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y el Real Decreto 6/2009, de 30 de abril, a los que estaban acogidas, en cuanto a marco retributivo de apoyo a las energías renovables se refiere, la mayor parte de las instalaciones de producción eléctrica del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables ubicadas en España. Este marco regulatorio estableció que, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado, las instalaciones podrán percibir una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia instalada (retribución a la inversión), que cubra, cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía y un término a la operación (retribución a la operación) que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo. Para el cálculo de dicha retribución específica se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada: a) Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción. b) Los costes estándar de explotación. c) El valor estándar de la inversión inicial denominado valor neto actualizado o VNA. Con estos parámetros, se pretende alcanzar el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que permitan competir a las instalaciones en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado y que posibiliten obtener una rentabilidad razonable. Dicha rentabilidad razonable tendría como referencia, antes de impuestos, el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado. La disposición adicional primera del Real Decreto-ley 9/2013 fijó el diferencial adecuado para aquellas instalaciones acogidas al régimen económico primado en 300 puntos básicos, todo ello, sin perjuicio de una posible revisión cada seis años. Para el primer periodo regulatorio (2014- 2019) la rentabilidad razonable establecida fue de 7,398%. En diciembre de 2013 se publicó la Ley 24/2013, que sustituye a la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, y que da marco a la nueva situación, haciendo desaparecer la figura de régimen especial y apareciendo la de retribución específica, estableciendo el criterio para la definición de la rentabilidad razonable de las instalaciones. El 10 de junio de 2014 se publicó el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. Como desarrollo del mismo, el 20 de junio de 2014 se emitió, publicándose el 29 de junio de 2014 en el BOE, la Orden definitiva IET 1045/2014 que contiene los parámetros retributivos finales aplicables a todas las instalaciones renovables, tanto existentes como futuras. El nuevo modelo resultante define la retribución de los activos aplicable desde el 14 de julio de 2013, como consecuencia del RD-L 9/2013. Según lo establecido en el Real Decreto 413/2014, al finalizar cada periodo regulatorio, que tendrá una duración de seis años, se podrán revisar los parámetros retributivos de las instalaciones tipo, excepto la vida 172 útil regulatoria y el valor estándar de la inversión inicial (valor neto actualizado o VNA), mientras que al finalizar cada semiperiodo regulatorio, que tendrá una duración de tres años, se revisarán para el resto del periodo regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de la energía, respecto a la retribución específica de las instalaciones renovables. Así, el 31 de diciembre de 2016 finalizó el primer semiperiodo regulatorio. Una vez determinados los importes correspondientes al VNA inicial y el resto de parámetros a los que se hace referencia en el RD se procedió al cálculo de la retribución a la inversión de acuerdo con la metodología que se contempla en el Anexo VI 1 del RD que tiene por objetivo calcular el importe de la compensación a recibir por la instalación tipo de forma que los flujos a percibir por el titular de la instalación, descontados a la tasa de rentabilidad aplicable, fuese equivalente al VNA al inicio del semiperiodo. Con objeto de reducir la incertidumbre sobre la estimación del precio de la energía en el mercado que se aplica en el cálculo de los parámetros retributivos, y que afecta directamente a la retribución obtenida por la instalación por la venta de la energía que genera, se definen límites superiores e inferiores a dicha estimación. Cuando el precio medio anual del mercado diario e intradiario se sitúe fuera de dichos límites, se genera, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, y que se repercutirá al VNA al final de cada semiperiodo regulatorio. Una vez que las instalaciones superen la vida útil regulatoria dejarán de percibir la retribución a la inversión y la retribución a la operación. Asimismo, las instalaciones que, aun estando dentro de su vida útil regulatoria, hubieran alcanzado el nivel de rentabilidad razonable, tendrán una retribución a la inversión igual a cero. El principio de rentabilidad razonable contenido en el RD se plantea con un objetivo de mínimos (floor) de forma que no se contempla en el mismo ninguna obligación de devolución de las compensaciones recibidas en el caso en el que la rentabilidad obtenida por el titular de la instalación supere la rentabilidad objetivo, con la excepción de dos supuestos concretos: a) En el último semiperiodo en el que la instalación tipo alcanza el final de su vida regulatoria. b) Si se produjera la salida del régimen retributivo antes de finalizar la vida regulatoria de una instalación. En estos casos, el importe máximo de la devolución sería el correspondiente a los saldos de ajustes negativos netos que se generarían durante el semiperiodo en que tuvieran lugar cualquiera de los dos supuestos mencionados. Los ajustes por desviaciones negativas producidas con anterioridad al inicio del semiperiodo regulatorio anterior han supuesto una minoración del VNA por lo que determinarán la existencia de menores compensaciones futuras (o incluso la no percepción de retribución a la inversión si dicho VNA hubiese devenido cero) sin que el titular de la instalación se encuentre obligado a su devolución. Con fecha 22 de febrero de 2017 se publicó la Orden ETU/130/2017, de 17 de febrero, por la que se establecieron los parámetros retributivos definitivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al semiperiodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2017. El 22 de noviembre de 2019 se aprueba el Real Decreto ley 17/2019 por el que se adoptan medidas urgentes necesarias para la adaptación de parámetros retributivos que afectan al sistema eléctrico y por el que se dio 1 Metodología para el cálculo del valor neto del activo y del coeficiente de ajuste de las instalaciones tipo asociadas a las instalaciones a las que se otorgue el régimen retributivo específico de acuerdo con el artículo 12. 173 respuesta al proceso de cese de actividad de centrales térmicas. Los principales puntos que afectaban al Grupo Corporación Acciona Energías Renovables fueron: a) Se actualizó el valor de la rentabilidad razonable aplicable para el periodo 2020-2025 (incluido) al régimen retributivo específico (7,09%). b) A los titulares de las instalaciones con retribución primada en el momento del recorte de 2013, se les permite mantener hasta 2031 la tasa de rentabilidad fijada en el primer periodo regulatorio (7,398%), condicionado a la renuncia a la continuación o inicio de nuevos procesos judiciales o arbitrales, así como a toda posible indemnización derivada de los mismos. c) Se ampliaba el plazo de aprobación de la Orden de parámetros hasta el 29 de febrero 2020. El 31 de diciembre de 2019 significó el final del primer periodo regulatorio. Así, el 28 de febrero de 2020, se publicó la Orden TED/171/2020 por la que se actualizaron los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al siguiente semiperiodo regulatorio (2020- 2022) y que tiene carácter retroactivo estableciendo su inicio el 1 de enero de 2020. El 31 de marzo de 2022 entró en vigor el RDL 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra de Ucrania. Esta norma contiene una serie de medidas a aplicar en multitud de ámbitos económicos y sociales. Entre las medidas adoptadas que afectan al sector renovable se anticipa la actualización de los parámetros del régimen de retribución específica para los activos de generación mediante el uso de recursos de origen renovable. Con la entrada en vigor de esta nueva normativa y de forma excepcional, el semiperiodo se dividió en dos, uno para los años 2020 y 2021 y otro, con parámetros actualizados, para el ejercicio 2022, sin perjuicio de la actualización que convenga realizar para el siguiente semiperiodo, entre 1 de enero de 2023 y 31 de diciembre de 2025. En consecuencia, se mandata la aprobación de una Orden Ministerial de actualización de los parámetros para el cálculo de las nuevas retribuciones a la inversión y a la operación para 2022, orden de parámetros que se publica definitivamente el 11 de diciembre de 2022. El 29 de junio de 2023 entró en vigor el RDL 5/2023, de 28 de junio, por el que se adoptan y prorrogan ciertas medidas de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra de Ucrania, a la reconstrucción de la isla de La Palma y a otras situaciones de vulnerabilidad; de transposición de Directivas de la Unión Europea en materia de modificaciones estructurales de sociedades mercantiles y conciliación de la vida familiar y la vida profesional de los progenitores y los cuidadores; y de ejecución y cumplimiento del Derecho de la Unión Europea. Esta norma contenía una serie de medidas a aplicar en multitud de ámbitos económicos y sociales. Entre las medidas adoptadas que afectaban al sector renovable cabía destacar la adopción de las previsiones relativas a la actualización de los parámetros del régimen de retribución específica para los activos de generación mediante el uso de recursos de origen renovable para el periodo 2023-2025. Dichas previsiones se refieren fundamentalmente a: - un cambio en las bandas del mecanismo de ajustes por desviaciones de precios de mercado, rebajándolos sensiblemente respecto de los establecidos en la propuesta de actualización de parámetros para dicho periodo publicada el 28 de diciembre de 2022, - el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año 2023 que será el valor mínimo entre dicho valor, definido en el artículo 22 del RD 413/2014 y el precio medio anual del mercado diario e intradiario para el año 2023, 174 - la actualización de los precios de los combustibles aplicables a la retribución a la operación para el primer y segundo semestres de 2023, para las instalaciones cuyos costes de explotación dependen esencialmente de dichos precios. El 9 de julio de 2023 entró en vigor la orden TED/741/2023 de 30 de junio de actualización de parámetros retributivos aplicable al semiperiodo 2023-2025 sobre la base establecida en el RDL 5/2023, de 28 de junio, comentada anteriormente a efectos de su aplicación a partir del inicio del semiperiodo regulatorio que comienza el 1 de enero de 2023. El impacto de estas medidas confirmó la expectativa que preveía la supresión de la retribución a la inversión para los activos eólicos durante el actual semiperiodo regulatorio y modificaba al alza la retribución a la inversión esperada para los activos de biomasa para ese mismo periodo. Este efecto, conjuntamente con la estimación actualizada de precios de la energía a lo largo de la vida regulatoria restante de los activos, en base a los datos publicados por OMIP, dio lugar a que, en los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2023 se registrara un pasivo del ajuste acumulado por desviaciones de precios de mercado de aquellas instalaciones en las que se verifica que, a la fecha de cierre de los presentes estados financieros, sería más adverso el abandono del régimen retributivo que su permanencia (véase Nota 3.2.M). Los importes registrados a 31 de diciembre de 2023 por este concepto fueron de un incremento del pasivo por importe de 28,6 millones de euros (véase Nota 20) y una disminución del importe neto de la cifra de negocios y del resultado antes de impuestos por importe de 28,6 y 29,8 millones de euros respectivamente Por último, el 31 de mayo de 2024 se ha publicado la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta orden cambia la metodología retributiva para las instalaciones de biomasa con efectos desde 1 de julio de 2024 a través de la actualización de las retribuciones a la operación de forma trimestral y al inicio de cada trimestre e incorporando en su cálculo las oscilaciones de precios de mercado que se estiman para el periodo de referencia. Igualmente, fija la retribución a la inversión hasta el final de la vida regulatoria de la respectiva instalación, que ya sólo se verá actualizada al final de este semiperiodo y por el ajuste por desviaciones de precio obtenidos durante el año 2023 y establece un mecanismo de compensación temporal para el ajuste por desviaciones de precios acaecido durante el primer semestre de 2024 y que fue liquidado en caja de forma extraordinaria durante el mes de septiembre de ese año por importe de 12,9 millones de euros. El efecto de este cambio normativa en las instalaciones de biomasa del Grupo CAER ha consistido en una anticipación de los efectos de caja de los mecanismos regulatorios, derivados del régimen transitorio de compensación comentado en el párrafo anterior y, en menor medida, de la anticipación en las actualizaciones de la retribución a la operación que en todo caso captura mejor la evolución del coste de los suministros y evita problema de solvencia en escenarios de precio deprimidos. En el Anexo VI a las presentes cuentas anuales consolidadas se desglosa el VNA para cada instalación tipo en la que opera el Grupo establecido en la última actualización de parámetros publicada en la mencionada Propuesta de Orden. A lo largo del ejercicio 2021, con objeto de atenuar los efectos adversos de la escalada de precios ocurrida en el mercado mayorista, el Gobierno introdujo varias medidas. Así el 14 de septiembre de ese año se publicó el RDL 17/2021 de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad. A través de esta normativa, se estableció una minoración de la retribución de las instalaciones inframarginales no emisoras, calculada sobre el diferencial entre el precio medio del gas natural en el mes considerado y un valor de referencia, fijado en 20 €/MWh aplicable desde su entrada en vigor hasta el 31 de marzo de 2022. De esta minoración quedaron excluidas las instalaciones en territorios no peninsulares, las incluidas en un marco retributivo regulado (retribución específica y REER) y las de potencia neta inferior a 10 MW. Adicionalmente incluía ciertas medidas de protección al consumidor. 175 Posteriormente, el 26 de octubre de 2021, entró en vigor el RDL 23/2021, de medidas urgentes en materia de energía para la protección de los consumidores y la introducción de transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural. Esta norma, además de extender y ampliar las medidas de protección al consumidor, precisaba el ámbito de aplicación del mecanismo de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio del gas natural, regulado en el anterior RDL 17/2021 y por la cual se establecía que la minoración no es de aplicación a la energía producida que se encuentre cubierta por algún instrumento de contratación a plazo, cuando el precio de cobertura sea fijo, y siempre que el contrato haya sido firmado con anterioridad a la entrada en vigor del RDL 17/2021, o posterior, pero con un período de cobertura superior a un año. Posteriormente el RDL 6/2022 publicado el 29 de marzo, extendía hasta el 30 de junio de 2022 la minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica de las instalaciones de producción de tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero. Igualmente modificaba los criterios de exención para esta minoración cuando se encuentre cubierta, a precio fijo, por algún instrumento de contratación a plazo y cuya fecha de celebración sea anterior a la publicación del Real Decreto Ley o que sea posterior a la publicación del RDL 17/2021 pero con un periodo de cobertura igual o superior al año y con un precio de cobertura fijo igual o inferior a 67 €/MWh (si el precio es superior se establecía una fórmula de minoración ajustada modulada para el exceso sobre dicho valor establecido). El RDL 11/2022 publicado el 25 de junio y posteriormente el RD 18/2022 prorrogaban este mecanismo de minoración del gas sucesivamente hasta el 31 de diciembre de 2023, fecha a partir de la cual han dejado de estar vigentes estos mecanismos de minoración según lo establecido por el RD 8/2023 publicado el 27 de diciembre de 2023. Con el objetivo de supervisar estos mecanismos empresariales, la norma incorporaba elementos necesarios para acreditar la existencia de dichos contratos a plazo, que justificasen la exclusión del mecanismo de minoración. Esta información se remitió a la CNMC con periodicidad mensual. El 29 de abril de 2024, el Grupo CAER recibió resolución adoptada sobre la verificación de la energía exenta del mecanismo de minoración del periodo comprendido entre 16 de septiembre de 2021 y 31 de marzo de 2022 por la CNMC por la que modifica el total de energía cubierta y solicita a REE la reliquidación de los importes correspondientes fundamentalmente al periodo de 1 de enero a 31 de marzo de 2022 por importe de 25,6 millones de euros. Esta resolución se encuentra recurrida ante las instancias judiciales y la dirección del Grupo estima que es probable que finalmente se recuperen los importes liquidados y por tanto el Grupo no sufra un quebranto patrimonial como consecuencia de la misma. Adicionalmente a la normativa anteriormente mencionada, es de aplicación a las instalaciones del Grupo la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que afecta desde el año 2013 a todas las instalaciones de producción de energía eléctrica en España. En lo que a las instalaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se refiere, todas ellas quedaron sujetas al impuesto sobre el valor de la energía eléctrica, que supone un gravamen del 7% sobre los ingresos por venta de energía. Por otro lado, adicionalmente, dicha Ley estableció un canon por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica. Dicho canon supuso gravar un 22% el valor económico de la energía eléctrica producida, existiendo una reducción del 90% del impuesto para las instalaciones de menos de 50 MW de potencia y las centrales de bombeo. Con fecha 10 de junio de 2017 se publicó en el BOE el Real Decreto-ley 10/2017, de 9 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes para paliar los efectos producidos por la sequía en determinadas cuencas hidrográficas y se modifica el texto refundido de la Ley de Aguas, aprobado por Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, que, entre otras medidas, modifica el canon por la utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica que se estableció en la Ley 15/2012. El nuevo canon, de aplicación a partir del 10 de junio de 2017, grava con un 25,5% el valor económico de la energía eléctrica producida, existiendo una reducción del 92% del impuesto para las instalaciones de menos de 50 MW de potencia y de un 90% del impuesto para las centrales de bombeo. 176 En 2021, el Tribunal Supremo declaró la nulidad de determinadas disposiciones del Real Decreto 198/2015, emitido al amparo de la Ley 15/2012, que extendían retroactivamente la aplicación del canon de utilización de aguas continentales a los ejercicios 2013 y 2014 y declaró que sobre los ejercicios 2015 a 2020, no procede la liquidación del canon en los casos en los que no se haya llevado a cabo la previa revisión de la concesión administrativa para el uso del agua con fines hidroeléctricos. Dicho pronunciamiento supuso la devolución efectiva de las cantidades indebidamente ingresadas junto con los correspondientes intereses de demora a los operadores afectados entre finales de 2021 y principios de 2022. Posteriormente, la Ley 7/2022, de 8 de abril, de residuos y suelos contaminados para una economía circular, realizó una modificación del régimen jurídico del Canon de aguas continentales: enmienda y elimina la necesidad de esa revisión de las condiciones concesionales como requisito sine qua non para la aplicación del mismo. Su aplicación efectiva fue a partir del 1 de enero de 2023 y con características similares a las existentes antes de la declaración de nulidad. El 21 de diciembre de 2021 se introdujo el RDL 29/2021, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. Este Real Decreto Ley prorrogó, hasta el 30 de abril de 2022, una serie de medidas fiscales establecidas en el RDL 12/2021 y en el RDL 17/2021 (tipo reducido del 10% de IVA e impuesto especial sobre la electricidad al 0,5% y los descuentos del bono social eléctrico fundamentalmente), y estableció finalmente una suspensión temporal del impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica entre el 1 de julio de 2021 y el 31 de marzo de 2022, aplicando los mismos mecanismos que los establecidos en su día por el Real Decreto-Ley 15/2018 de 5 de octubre para la suspensión temporal aplicable al último trimestre de 2018 y primero del 2019. El RDL 6/2022 publicado en marzo de 2022, además de establecer un nuevo mecanismo de financiación del bono social eléctrico, entre otras medidas, prorrogó estas medidas hasta el 30 de junio de 2022 y posteriormente el RDL 11/ 2022 de 25 de junio y el RD 20/2022, la volvió a extender hasta mantenerlas en vigor hasta el 31 de diciembre de 2023. El 27 de diciembre de 2023 se publica el RD8/2023 por el que además de otras medidas relevantes, entre otras la confirmación de que no se extiende el mecanismo de minoración del gas anteriormente comentado más allá del 31 de diciembre de 2023, se restauró de forma gradual la aplicación del Impuestos sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) a partir del 1 de enero de 2024, bonificando el tipo a aplicar al 3,5% para el primer trimestre de 2024 y al 5,75% para el segundo trimestre de ese año en vez del tipo general del 7% que se empezaría a aplicar normalmente a partir del 1 de julio de 2024. Con fecha 27 de diciembre de 2022 se publicó la Ley 38/2022 que establece gravámenes temporales en el sector energético y bancario. Dicho gravamen, aplicable para los ejercicios 2022 y 2023, consiste en el 1,2% del Importe Neto de la Cifra de Negocios obtenida en el ejercicio inmediatamente anterior y para la actividad que desarrollen en España, excluyendo el importe correspondiente a actividades reguladas. Los obligados al pago son los operadores principales en los sectores energéticos de acuerdo con las resoluciones de la CNMC exceptuando aquellas en las que concurran al menos una de las siguientes circunstancias: a) Que el Importe Neto de la Cifra de Negocios del ejercicio 2019 sea inferior a 1.000 millones de euros. b) Que su Importe Neto de la Cifra de Negocios en cada uno de los ejercicios 2017, 2018 y 2019 derivados de la actividad como operador principal del sector energético no exceda el 50% en cada ejercicio respectivo. La disposición adicional quinta del RDL 8/2023 incluyó una prórroga de este impuesto, en las mismas condiciones para el ejercicio 2024. 177 El 23 de diciembre de 2024 se publicó el RDL 10/2024 por el que se establece un nuevo gravamen temporal sobre las empresas energéticas, en condiciones similares a la establecidas en el instaurado en años anteriores pero incorporando como novedad la posibilidad de aplicación de importantes bonificaciones relacionadas con la realización de inversiones estratégicas clave para la transición ecológica y la descarbonización de la economía. La práctica totalidad de las instalaciones propiedad de las sociedades pertenecientes al Grupo Corporación Acciona Energías Renovables y que operan en el mercado español, lo hacen libremente en el mercado vendiendo la energía al “pool” a través de la sociedad Acciona Green Energy Development, S.L., sociedad perteneciente al Grupo y que actúa únicamente a efectos de intermediación. En otro orden de cosas, el año 2015 se publicó la Resolución de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. Dicha resolución se aplicó a partir del 10 de febrero de 2016 y permite participar en los servicios de ajuste del sistema, percibiendo los correspondientes ingresos, a las instalaciones renovables consideradas aptas y que superen las pruebas de habilitación establecidas para cada uno de estos servicios. Desde dicha fecha, Corporación Acciona Energías Renovables participa en el mercado de restricciones técnicas con todos sus activos renovables. Además, en 2016 comenzó a participar en los mercados de regulación terciaria y de gestión de desvíos, con un total de 3.372 MW eólicos habilitados por Red Eléctrica de España (REE). En noviembre de 2019 se publicó la Circular 4/2019, por la que se modifica la metodología de retribución del operador del sistema eléctrico, así como los precios a repercutir a los agentes para su financiación. El 14 de mayo de 2022 se publicó en el BOE el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que se estableció con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista. En paralelo, y en tanto que las medidas previstas en el RDL 10/2022 afectaban al mercado ibérico de la electricidad en su conjunto, se dictó en Portugal el “Decreto-Lei n.º 33/2022 de 14 de maio” el cual venía a implementar las mismas medidas que éste, homogeneizando así el sentido de las reformas. En ambas normativas, conocidas como “la excepción ibérica”, se establecía un mecanismo de ajuste de costes, aplicable a lo largo del año siguiente al de la publicación del RDL, con el fin de reducir el precio resultante de la energía a través de la limitación en el componente de coste del gas incorporado al precio de venta de energía en cada momento. El precio de referencia del gas que da lugar a la citada limitación en el precio se establece en 40€/MWh para los primeros seis meses y se incrementa en 5€/MWh mensual durante los seis siguientes hasta alcanzar los 70€/MWh el último mes. El mecanismo comenzó a aplicarse en los mercados de electricidad el pasado 14 de junio de 2022 , con una vigencia temporal limitada, en un principio, hasta el 31 de mayo de 2023. Posteriormente el RD 3/2023 de 28 de marzo, extendió la vigencia de este mecanismo hasta el 31 de diciembre de 2023, fecha a partir de la cual ha dejado de estar en vigor. La liquidación de este mecanismo de ajuste la realizaba el operador de mercado para cada periodo de negociación y su coste se repartía entre aquellos agentes que participen del mercado ibérico a través de la adquisición de energía, si bien la contribución al mecanismo dependía de su grado de participación, medido éste en la cantidad de electricidad adquirida. Quedaban excluidas del pago del coste de ajuste, entre otras, las unidades de adquisición que contasen con determinados instrumentos de cobertura, fundamentalmente aquellos contratados en mercados a plazo antes del 26 de abril de 2022. Con fecha 23 de noviembre de 2017 se publica en el BOE la Orden ETU/1133/2017, de 21 de noviembre, por la que se modifica la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo 178 de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, a efectos de su aplicación en el año 2018. Esta Orden modifica a su vez el servicio de disponibilidad, reduciendo el periodo de aplicación al primer semestre de 2018 y excluyendo a todas las instalaciones hidráulicas de su ámbito de aplicación. Adicionalmente, la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2019, deroga parcialmente la normativa por la que se regula el servicio de disponibilidad, suprimiendo este servicio de 2019 en adelante. El 20 de septiembre de 2022 se publica el RDL 17/2022 que, entre otras medidas (renuncia temporal de la cogeneración al RECORE, ajustes de la capacidad de transporte de red y agilización en la tramitación de proyectos renovables), incorpora de nuevo un producto de respuesta activa de la demanda a través de un servicio de balance mejorado que deriva en cierta forma del anterior servicio de interrumpibilidad. Con fecha 24 de enero de 2020, la CNMC publicó la Circular 3/2020, por la que se establecía la actual metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, y se eliminaba el peaje a la generación establecido hasta ese momento en 0,5 €/MWh. En junio de 2020 se publicó el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprobaron medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica, tras la pandemia del COVID-19. Uno de los aspectos más relevantes recogido en esta normativa fue el impulso a las energías renovables, sentando las bases de un nuevo marco retributivo para la futura capacidad instalada mediante mecanismos de concurrencia competitiva, que convive con el actual régimen retributivo específico y que gradualmente irá desapareciendo con la finalización de la vida regulatoria establecida para los MW instalados con derecho a esta retribución. El final del año 2020 quedó marcado por la aprobación de la normativa de desarrollo del mencionado Real Decreto-Ley 23/2020. Así, en noviembre de ese año se publicó el Real Decreto 960/2020, por el que se regularía el régimen jurídico y económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, basado en el reconocimiento a largo plazo de un precio por la energía. En diciembre se publicó la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regulaba el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establecía el calendario indicativo para el periodo 2020-2025. Para 2020 se fijó un objetivo mínimo de 3.000 MW. El 28 de enero de 2021 se publicó la Resolución de 26 de enero de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se resolvía la primera subasta celebrada para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la Orden TED/1161/2020, por la cual le fueron adjudicados a diversas sociedades del Grupo 106,6 MW solar fotovoltaicos nominales atribuibles. Con fecha 9 de septiembre de 2021, se publicó la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se convoca la segunda subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la Orden TED/1161/2020, por un total de 3.300 MW. El Grupo no participó en esta subasta. El 30 de diciembre de 2021, se abrió consulta pública en relación con la propuesta de Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se convocaba la tercera subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables, por un total de 500 MW. Durante el ejercicio 2022 se celebraron tanto esta tercera como una cuarta subasta con una potencia adjudicada muy reducida como consecuencia de las condiciones de mercado que impiden encajar un esquema de esta naturaleza en un contexto de precios muy elevados y con gran incertidumbre en su evolución en el medio y largo plazo. En la tercera subasta se adjudicaron 177 MW de los 520 MW finalmente lanzados y de los cuales el Grupo resultó adjudicatario de una instalación de biomasa por 29,9 MW. En la cuarta se adjudicaron 45,5 MW en total, de los 3.300 MW previstos. A lo largo de los ejercicios 2023 y 2024 no se han celebrado subastas en el marco de este mecanismo de impulso a las energías de origen renovable. 179 Adicionalmente, a lo largo del ejercicio 2024 se han introducido modificaciones específicas al plan de desarrollo de la Red de Transporte 2021–2026, incorporando un total de 73 actuaciones. Estas incluyen 23 proyectos destinados a satisfacer nuevas demandas de elevada potencia, 9 relacionados con almacenamiento y generación renovable (4 de ellos en nudos de transición justa), 3 enfocadas en cubrir demandas operativas y 38 orientadas a atender necesidades vinculadas a la ejecución de la Planificación. Estas actualizaciones refuerzan el compromiso con la modernización de la infraestructura eléctrica y la integración de energías renovables. En septiembre de 2024 se publica el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 definitivo. La versión final mantiene en gran medida los principales objetivos planteados en el borrador presentado en junio de 2023: reducción del 32 % de las emisiones GEI respecto a 1990; 48 % en el consumo de energía final renovable; 81% renovables en la generación eléctrica; alcanzar una dependencia energética del 50%; electrificación del consumo de energía 34 %. El RD 962/2024 de 24 de septiembre que regula la producción de energía eléctrica a partir de energías renovables ubicadas en el mar, implementa el marco normativo para la producción de energía eléctrica renovable en instalaciones marinas, regulando el procedimiento de concurrencia competitiva, se adjudica el 3x1: régimen retributivo (según REER) + concesión ocupación dominio público + acceso a la red. Además, se promueve la innovación tecnológica y la compatibilidad con otros usos del mar, incluyendo una fase de diálogo público para mejorar la aceptación social. En noviembre de 2024, se publica la Ley 2/2024 de promoción de los beneficios sociales y económicos de los proyectos que utilizan los recursos naturales de Galicia que establece criterios para declarar un proyecto renovable como de especial interés público y sus efectos (tramitación simplificada y acelerada; posibilidad de implantarlo fuera de las áreas del sector eólico gallego), así como el canon para las líneas de evacuación de eólica marina. Esta Ley enlaza con la propuesta de modificación de la Ley 8/2009, que establece la obligación de presentar una solicitud de proyecto de repotenciación para los activos con más de 25 años de vida útil, en un plazo de 18 meses desde la entrada en vigor de la Ley. Mediante la Orden TED/268/2024 de 20 de marzo, se establece el Sistema Nacional de Obligaciones de Eficiencia Energética, que introduce nuevas disposiciones para el cumplimiento de las metas de ahorro energético. Esta normativa permite que los sujetos obligados cumplan parcialmente con sus obligaciones a través de Certificados de Ahorro Energético (CAE´s), conforme a los términos regulados por el Real Decreto 36/2023. Acciona Esco, S.L., sociedad perteneciente al Grupo CAER, se ha habilitado como sujeto delegado, pudiendo realizar la gestión y compraventa de este tipo de Certificados entre los generadores de ahorro y los sujetos obligados. La aportación mínima al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) se ha fijado en un 35%, estableciendo un marco claro para el cumplimiento de las obligaciones. En este contexto, el importe correspondiente a Acciona Green, como sujeto obligado, ha ascendido a 7 millones de euros para el ejercicio 2024 (2,9 millones de euros correspondientes al ejercicio 2023). Estados Unidos El “RPS” (Renewable Portfolio Standard) es una política de mercado establecida libremente por algunos estados que obliga a que una proporción mínima del suministro de electricidad provenga de energías renovables. Los porcentajes varían entre estados, estando la mayoría entre el 20 y el 30% del suministro en los años 2020 a 2025. La puesta en práctica se suele hacer con los RECs (Renewable Energy Credits), un sistema de certificados negociables que verifican que un kWh de electricidad haya sido generado por una fuente renovable. Al final de un año, los generadores de electricidad deben tener suficientes certificados para cubrir su cuota anual, imponiéndose sanciones en caso de incumplimiento. 180 Los PTCs (Production Tax Credit) conceden a la electricidad generada una deducción fiscal durante los 10 primeros años de operación de un importe por MWh ajustado anualmente en base al IPC (regulado en la “Energy Policy Act”). En el año 2005, el Congreso estableció un crédito fiscal a la inversión del 30% ITC (Investment Tax Credit) aplicable inicialmente a proyectos de energía solar, aunque posteriormente se daría acceso al resto de tecnologías con la emisión del Bipartisan Budget Act de 2018. En el año 2009, se aprobó una Ley por la que las empresas que podían acceder al régimen de PTC pudieran recibir a cambio ITC o, alternativamente, recibir un pago equivalente al 30% de la inversión. Estos incentivos fiscales han necesitado siempre una renovación anual, con la incertidumbre asociada, pero en diciembre de 2015 se aprobó una extensión de PTC e ITC a largo plazo, tanto para la energía eólica como para la solar fotovoltaica, con una disminución gradual del incentivo.. El hito que determina los plazos es el inicio de la construcción. En mayo de 2016 el Internal Revenue Service (IRS) aclaró lo que se considera “inicio de construcción” para proyectos eólicos, que puede cumplir tanto con un “comienzo de trabajo físico” definido o con un “ safe harbour ” de un mínimo de gasto determinado (5%), cuestión que confirmó en la guía de aplicación emitida por este órgano en junio de 2018. A lo largo de 2020 se extendió para la tecnología eólica la posibilidad de recibir PTC o ITC. Para el PTC se permitió “cualificar” en 2020 por un valor de PTC incluso mayor (15$/MWh, un 60% del original) que si se cualificaba en 2019 (10$/MWh, un 40%) y se concede de nuevo un plazo de 4 años para obtener la puesta en marcha de la instalación. Respecto del ITC, para el que también permiten optar como alternativa al PTC, para 2020 representaría el 18% del CAPEX (40% del valor de 2016) en lugar del 12% de 2019 (60% del valor de 2016). Para ayudar a abordar los retrasos en la construcción relacionados con el COVID-19, el IRS emitió una guía en mayo de 2020 que permitía que los proyectos que comenzaron a construirse en 2016 o 2017 tuvieran un año adicional para la construcción, lo que les otorgaba cinco años para su puesta en servicio en lugar de cuatro. Los proyectos eólicos, tanto onshore como offshore, que comienzan la construcción después de 2021 ya no son elegibles para el PTC. El presidente Trump, antes del final de su legislatura, firmó The Consolidated Appropriations Act, 2021 el 27 de diciembre 2020. Esta norma permitió la ampliación del esquema de ITC y PTC para el año 2021. Para el negocio eólico en términos generales extiende en las mismas condiciones aplicables para 2020 al año 2021 mientras que para el negocio fotovoltaico la novedad es que el descenso gradual del incentivo ITC, que empezaba en los proyectos de 2020, se extiende para los años 2021 y 2022. Tras más de un año de negociaciones, en agosto de 2022 la cámara de representantes estadounidense aprobó la Inflation Reduction Act (IRA). La IRA apoya la reducción de emisiones a través de medidas de oferta y demanda, que afectan a prácticamente todos los segmentos relevantes: generación eléctrica renovable, hidrógeno limpio, captura y almacenamiento de carbono, rehabilitación residencial, vehículos eléctricos y sector industrial, entre otros. Para el caso específico de las energías solar y eólica, se extienden hasta 2024 los incentivos fiscales en vigor, que pueden incluso incrementarse si se cumplen unos requisitos adicionales de contenido local. Siguiendo con el desarrollo normativo de la IRA, el 17 de noviembre de 2023, el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos publicó la guía sobre el crédito fiscal a la inversión (ITC) en virtud de la Sección 48 del Código federal de los impuestos estadounidenses. La propuesta aporta una claridad importante a varios aspectos de 181 la ITC, en particular sobre los criterios de elegibilidad para los proyectos de energía eólica marina y terrestre y el almacenamiento “stand alone”. Las políticas de fin de 2024 e inicio de 2025 vienen condicionadas por las elecciones del pasado 5 de noviembre en las que Donald Trump fue elegido de nuevo presidente del país. En su primer día de mandato firmó más de cien órdenes ejecutivas, algunas con impacto claro para el sector energético. Entre ellas destacan: • la suspensión de 60 días en la aprobación de arrendamientos y otras autorizaciones vinculadas a proyectos eólicos y solares en tierras y aguas federales y la detención temporal de la concesión de permisos para nuevos proyectos de energía eólica marina, • la orden a las agencias gubernamentales de detener inmediatamente el gasto vinculado al IRA. La administración Trump ha precisado que la pausa sólo afecta a los programas relacionados con la energía, incluidos los vinculados a las renovables y la carga de vehículos eléctricos, • la desvinculación del Acuerdo de Paris, • y el endurecimiento de aranceles y otras medidas restrictivas a la importación que afectarían a componentes y suministros de equipos necesarios para la construcción y operación de las instalaciones del Grupo. Existen otros beneficios fiscales ligados a la capacidad del propietario del parque eólico de aprovecharse de la amortización acelerada en la mayoría de los activos de capital (Modified Accelerated Cost Recovery – MACRs), que se pueden trasladar fiscalmente a un periodo medio de amortización de cinco años. Este beneficio no tiene fecha de caducidad. En 2019 se avanzó en el desarrollo de políticas destinadas a impulsar la utilización de tecnologías de almacenamiento de energía. En 2018, la FERC emitió y entró en vigor la Orden 841, que requiere que todos los Operadores Regionales de Transmisión (RTOs) y los Operadores Independientes del Sistema (ISOs) realicen cambios a las reglas del mercado para que el almacenamiento de energía pueda participar en todos los servicios. También requiere que los operadores del mercado consideren las características físicas y técnicas específicas de una unidad de almacenamiento en las operaciones del mercado. El año 2019 fue el de la trasposición de esta orden en los distintos mercados: en diciembre de 2018 los seis RTO e ISO hicieron propuestas para el cumplimiento, que detallan una amplia gama en este sentido. Los Estados comenzaron a establecer objetivos de almacenamiento en sus leyes sobre clima y energía. A nivel federal también se aprobaron leyes en relación con este tema, como la que se aprobó en 2019 y que establece un programa de investigación, uno de demostración y uno de asistencia técnica. El 22 de abril de 2021 el presidente Biden anunció sus compromisos de reducción del 50-52% de los niveles de emisiones de 2005 en toda la economía para 2030; una electricidad 100% libre de emisiones para 2035 y una economía de cero emisiones netas a más tardar en 2050. Como parte del retorno al Acuerdo de París, Estados Unidos estará obligado a desarrollar un plan para lograr los objetivos del Acuerdo. Dichos compromisos se establecieron definitivamente en la Orden Presidencial firmada en noviembre de 2021. En diciembre de 2021, la EPA (Environmental Protection Agency) revisó los estándares nacionales de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para automóviles de pasajeros y camiones ligeros para los años modelo 2023-2026. La Inflation Reduction Act (IRA), pese a su título y a que se toman medidas en otros aspectos de la economía como la sanidad o aspectos sociales, se trata de una ley esencialmente climática, que supuso un cambio de gran magnitud en la política estadounidense: otorgaba por primera vez respaldo legislativo a la lucha contra el cambio climático y acercaba al país al cumplimiento de sus objetivos de reducción de emisiones para 2030, siendo además un revulsivo a escala mundial para el sector renovable y su cadena de valor industrial. El programa aprobado se instrumenta en gran medida a través de subvenciones, préstamos blandos y 182 bonificaciones fiscales con fines climáticos hasta 2030. Con relación a los objetivos climáticos esperados, se estimaba que la IRA facilitar ía una reducción de emisiones que podría alcanzar aproximadamente un -42% (2005 vs 2030), en comparación con el -26% previo. En otro orden de cosas, en febrero de 2022, la Administración Biden extendió por cuatro años los aranceles sobre las importaciones de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino introducidos en 2018 por el Gobierno de Trump. La extensión incluye dos modificaciones sustanciales, que relajan de manera relevante la medida: (i) duplicar la cuota de importaciones libre de aranceles (de 2,5 GW a 5 GW) y (ii) excluir a los paneles bifaciales (los más utilizados para proyectos a gran escala). En junio de 2022, la Casa Blanca publicó una Orden Presidencial invocando a la Defense Production Act (diseñada en época de la segunda guerra mundial, con lo que no necesita la aprobación del Congreso), en la que da potestad al Departamento de Energía para acelerar la producción doméstica de tecnologías clave en el sector energético, entre otras: transformadores, componentes y redes eléctricas, bombas de calor, soluciones de aislamiento y electrolizadores. El objetivo es acelerar el desarrollo de la Agenda de Energía Limpia del gobierno. Aparte de las implicaciones de fomento de industria nacional, la Orden introduce una moratoria de 24 meses en la aplicación de cualquier tipo de aranceles sobre los paneles solares o tasas a la importación de células o módulos desde Vietnam, Malasia, Tailandia o Camboya (con investigación abierta para esclarecer si son importaciones chinas encubiertas), mientras se mantienen las sanciones a los procedentes directamente de China. Esta medida fue muy bien acogida por el sector ya que proporcionaba certidumbre para las importaciones de módulos para los siguientes 24 meses. En el año 2023 se llevaron a cabo diversos desarrollos normativos para impulsar el Hidrógeno renovable en el país. El 17 de octubre el departamento de energía de Estados Unidos anunció la inversión de 7.000 millones de dólares americanos en siete Centros Regionales de Hidrógeno Limpio (H2Hubs). Además, el 22 de diciembre de 2023, el Servicio de Impuestos Internos (IRS) y el Departamento del Tesoro publicaron las propuestas regulatorias relativas al crédito fiscal para la producción de hidrógeno limpio en virtud de la Sección 45v del Código de Rentas Internas. Este crédito es el principal incentivo fiscal para la producción de hidrógeno limpio en los Estados Unidos. Estas propuestas incluyen un crédito fiscal durante 10 años para la producción de Hidrógeno cuando se demuestren emisiones de gases de efecto invernadero inferiores a ciertos niveles, reduciéndose progresivamente esta prima si las emisiones superan este umbral. También existe la posibilidad de solicitar alternativamente ayudas en forma de inversión al CAPEX, hasta un 30% de la inversión. En cuanto al despliegue de redes de transporte de energía eléctrica, el 19 de diciembre de 2023, la Oficina de Desarrollo de la Red Eléctrica de EE. UU. publicó las directrices definitivas para el proceso de designación de corredores de transporte de energía eléctrica de interés nacional (NIETC) y abrió el proceso de presentación pública de información y recomendaciones sobre la designación de dichos corredores. Según ha anunciado la oficina, habrá un proceso de cuatro fases para ayudar al Departamento de Energía a identificar de forma independiente sobre los potenciales corredores. En este sentido, en abril de 2024, el Departamento de Energía (DOE) anunció el Programa Coordinado de Autorizaciones y Permisos Interinstitucionales de Transmisión (CITAP), que agilizará la concesión de permisos para las líneas de transporte de larga distancia, especialmente en el Oeste. La Casa Blanca también anunció el ambicioso objetivo de modernizar 160.000 km de líneas de transporte. El programa pretende reducir el tiempo de tramitación de los permisos federales de unos cuatro a dos años. México Hasta diciembre de 2013 la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica estaba reservada exclusivamente al Gobierno Federal a través de la Comisión Federal de la Energía (CFE). Las únicas opciones de venta de energía renovable eran la Producción Independiente de Energía (centrales de generación eléctrica que venden su producción directamente a CFE) o los Contratos de Autoabastecimiento 183 (centrales de generación eléctrica que venden su producción a un centro de carga que tiene algún porcentaje de propiedad sobre la planta de generación). En 18 de diciembre de 2013 se publicó una reforma constitucional que introdujo cambios significativos en el modelo energético mexicano, provocando una apertura del mismo y aceptando una mayor participación privada. La nueva Ley de la Industria Eléctrica (LIE), publicada el 11 de agosto de 2014, concreta, para el sector eléctrico, esos cambios sustanciales: reduce el papel del Estado en el sector, que se limita a la operación del sistema y a la prestación de los servicios de transmisión y distribución, se impone la separación legal de actividades, se crea un mercado eléctrico mayorista operado por el Centro Nacional para el Control de la Energía (CENACE), cuyas ofertas estarán basadas en costes, y establece un sistema de obligaciones para los generadores a cubrir con Certificados de Energías Limpias (CELs). Además, se celebrarán subastas para Contratos de Cobertura Eléctrica para cubrir el suministro de los Usuarios de Servicios Básicos. En las Subastas de Largo Plazo se asignan contratos de cobertura eléctrica de energía limpia, potencia y CELs. En lo que respecta a los contratos existentes con origen en la ley anterior, la LIE contempla su continuidad. Las primeras bases del mercado fueron publicadas en 2015 y deben reevaluarse cada 3 años. En enero de 2016, la Secretaría de Energia del Gobierno de México, (en adelante “SENER”) publicó la resolución que autoriza el inicio de operaciones en el mercado de corto plazo en los diferentes sistemas interconectados y CENACE inició las funciones del Mercado de Día en Adelanto (MDA). Asimismo, en febrero de 2017 se inauguró el Mercado de Balance de Potencia, que determina el precio que respalda la capacidad del año anterior, el volumen y montante total. Se trata de un mercado anual y ex-post. El primer año de obligación de entrega de CELs fue 2018, año en que tuvieron que alcanzar hasta el 5% de la electricidad comercializada. En marzo de 2019 se ratificaron los Requisitos de CELs correspondientes a los Períodos de Obligación 2020, 2021 y 2022, (7,4%, 10,9% y 13,9%, respectivamente) complementando el publicado en 2016 para 2019 (5,8%). Hasta la fecha se han realizado tres subastas de largo plazo, dos en el 2016 y una en el 2017. Esta última incluía ya una cámara de compensación, lo que permitía potencialmente la participación de suministradores distintos a CFE. En 2018 el CENACE anunció la cuarta subasta de largo plazo para la compra y venta de energía, capacidad y CELs cuyo primer borrador salió en marzo de ese mismo año y en agosto se llevó a cabo la precalificación y registro de los posibles compradores y la presentación de solicitudes de precalificación para ofertas de venta. En diciembre 2018, con la llegada del nuevo presidente Lopez Obrador se anunciaba su suspensión y en enero 2019 su cancelación. Además, el Ejecutivo anunció que revisaría los contratos firmados con empresas privadas en el marco de las subastas anteriores y otros mecanismos y canceló el desarrollo de inversiones relevantes de mejora del sistema eléctrico de transmisión a nivel nacional. El último PRODESEN (Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional) publicado por SENER para el periodo 2019-2033 estima que en 2033 la generación eléctrica con energías limpias será un 35% de la generación total. El 28 de octubre de 2019 se publicó el Acuerdo por el que se modifican los Lineamientos que establecen los criterios para el otorgamiento de CEL´s, en el que se amplía para las centrales de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) anteriores a la LIE (Centrales Eléctricas Legadas) la posibilidad de generar este tipo de certificados, lo que, en definitiva, permitiría a varias instalaciones del Grupo acogerse a este derecho. No obstante, esta normativa implicaba a su vez el riesgo de sobreoferta de CEL´s en el mercado al incrementarse el número de instalaciones calificadas para su emisión. Varios generadores rechazaron dicha medida y solicitaron su abrogación. Como consecuencia se logró una suspensión de la norma hasta que se publicara la sentencia definitiva. 184 A pesar de esto, el principal problema continuaba existiendo, ya que CFE podía generar certificados con sus instalaciones de energía antiguas y por tanto aumentar la oferta y reducir la demanda de certificados –con CFE como principal consumidor-, ejerciendo una presión bajista a su precio hasta prácticamente cero. Utilizando como razón la crisis del COVID-19, el 29 de abril de 2020 el CENACE plantea un conjunto de modificaciones que tratan de aumentar la confiabilidad del sistema. Se publica la resolución por la que se suspende de manera indefinida las pruebas para nuevos proyectos de energía limpia (sin referencia al resto de tecnologías). Adicionalmente, y aduciendo razones de fallos técnicos en el sistema eléctrico, se garantiza el despacho de las plantas gestionables (combustibles fósiles principalmente) sobre la generación renovable. SENER publica el 15 de mayo de 2020 la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional, que limita la participación en el mercado de empresas de generación renovable, desincentivando el despacho renovable porque son “intermitentes”. La repercusión directa es el retraso en la puesta en marcha de 28 instalaciones eólicas y fotovoltaicas previstas para 2020 y 2021 en México. El Supremo suspendió cautelarmente esta Política de Confiabilidad hasta que se publicase sentencia definitiva al respecto. Igualmente, a finales de mayo de 2020, la CRE (Comisión Reguladora de Energía) incrementó las tarifas de porteo, siendo suspendida provisionalmente por un Tribunal Federal, dejando abierta la estrategia legal para que las empresas reclamaran la devolución de los beneficios del porteo. Finalmente, los cambios en las tarifas de porteo fueron impugnados definitivamente por la Comisión de Competencia Económica (COFECE) y ahora mismo se encuentran suspendidos. SENER y la CRE han emitido una serie de instrumentos normativos destinados a proporcionar a CFE un papel más activo en la planificación del (Sistema Eléctrico Nacional) SEN mexicano, dar prioridad de despacho a CFE y restringir el acceso a las redes nacionales de renovables intermitentes, generadores de energía, entre otros. Los cambios regulatorios han sido impugnados judicialmente por partes interesadas, incluidos inversores privados, ONG’s y la administración pública. Si bien en la mayoría de ellos aún no se ha dictado sentencia, importantes decisiones judiciales han invalidado algunas de dichas normas. El 9 de marzo de 2021 se presentó la propuesta de reforma a la Ley de la Industria Eléctrica que trata de fortalecer la posición de la CFE en el mercado eléctrico en detrimento de los actores del sector privado. SENER, CRE y CENACE tendrían un plazo de seis meses a partir de la promulgación de la Reforma a la LIE para realizar los cambios necesarios al marco regulatorio de la industria eléctrica a fin de hacerlo consistente con dicha reforma. Sin perjuicio de lo anterior, solo dos días después de su publicación, los Juzgados de Distrito resolvieron otorgar medidas cautelares definitivas a fin de suspender los efectos de la Reforma a la LIE. Como consecuencia y en el marco de las demandas de amparo interpuestas por varias empresas privadas, entre las que se encuentran las filiales del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, la medida cautelar pretende evitar otorgar un beneficio competitivo y crear distorsiones en el mercado. Dicha medida cautelar no significa que la Reforma a la LIE haya sido invalidada, sino que no tendrá efecto hasta que se resuelvan las demandas de amparo correspondientes. En caso de que el pleno de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCNJ) resuelva, en cualquiera de estos dos casos, por voto de al menos 8 de 11, que la Reforma a la LIE es inconstitucional, esta podrá quedar sin efecto. En abril de 2022 la Suprema Corte de Justicia (SCJ) llevó a cabo la sesión para votar la inconstitucionalidad de la Reforma. No hubo consenso sobre la totalidad de la norma, pero sí se votaron de forma aislada varios de sus contenidos con resultados evidentes a favor de la inconstitucionalidad. Los resultados de las votaciones no son vinculantes en el sentido de que los amparos contra la Reforma de la LIE siguen vigentes, aunque sí pueden servir de guía a los jueces que dictaminen los juicios de amparo. 185 Posteriormente, en octubre de 2022, la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) levantó la suspensión que se había establecido en febrero sobre la revisión y análisis de los amparos presentados a los cambios a la Ley de la Industria Eléctrica, por lo que a partir de ahí los amparos continúan su análisis y resolución. Por otra parte, el gobierno mexicano creó el Registro Nacional de Emisiones para registrar todas las emisiones provenientes de los sectores de transporte, generación de energía eléctrica, vivienda, petróleo y gas, industria en general, agricultura, residuos y uso de suelo. Este registro es necesario para el cumplimiento de los objetivos vinculados al Acuerdo de París (Agenda 2030). Se plantea obtener la neutralidad en carbono en 2050 teniendo como base los datos del año 2000. México ha asumido el compromiso de reducir en un 22% los gases de efecto invernadero y un 51% las emisiones de carbono negro para 2030. Como resultado acordó que el 35% de la electricidad que se produzca en México provendrá de fuentes de tecnología limpia para 2024. El 31 de diciembre de 2021, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del sistema eléctrico nacional: Código de Red (“Código de Red 2.0”). El documento presentaba algunos cambios importantes y modificaba el orden de las tecnologías que CENACE limita por concepto de confiabilidad estableciendo ahora en primer lugar las centrales en pruebas, seguidas de la generación renovable (intermitente) pasando la generación térmica a cuarto lugar. Como resultado del nuevo orden de prelación establecido en el “Código de Red 2.0”, durante los dos primeros meses del año 2022 se incrementaron notablemente las limitaciones por confiabilidad a las centrales renovables. Sin embargo, un participante de la industria eléctrica mexicana logró obtener la Suspensión Definitiva con efectos generales del amparo interpuesto en contra del Código de Red 2.0, de forma que se ordenó a CENACE dejar de aplicar este nuevo sistema normativo, obligándole a aplicar el código de red anterior. Asimismo, la Asociación Mexicana de Energía (“AME”), de la que el Grupo es miembro, obtuvo la Suspensión Definitiva al amparo interpuesto en contra del código de red. Por su parte, la Operación del Sistema de Comercio de Emisiones ha creado un instrumento de mercado que, de conformidad con la Ley General de Cambio Climático de México, así como con el Acuerdo de París, ha sido diseñado para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Este sistema se basa en el principio de ‘cap and trade’ y consiste en establecer un tope sobre las emisiones totales de uno o más sectores, que debe reducirse cada año. Inicialmente se encontraba en período de prueba hasta el 31 de diciembre de 2022, pero esta fase de prueba se extendió durante 2023 debido a que no se habían definido todavía las reglas finales de funcionamiento. Tal y como había anunciado el Gobierno, el sistema se plantea en dos fases: la primera de 2024 a 2026 y la segunda de 2027 a 2030. La Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) asignará derechos de emisión a instalaciones con emisiones superiores a 100.000 toneladas de CO2 entre las que se encuentran las industrias de hidrocarburos y electricidad, automoción, cemento, química, alimentos y bebidas y vidrio. Las instalaciones afectadas, que deberán entregar derechos de emisión por el total de sus emisiones podrán comprar y vender derechos y adquirir créditos de compensación de otros proyectos para cubrir el volumen. Entre las medidas más relevantes tomadas por la nueva presidenta del país tras las elecciones presidenciales celebradas el 2 de junio de 2024 desde su elección destaca la aprobación en agosto de este año de la reforma de la extinción de los organismos reguladores, entre ellos la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos CNH. La CRE era responsable de regular los mercados de electricidad, gas natural y otros hidrocarburos, con el objetivo de asegurar una competencia justa en el sector. La CNH supervisaba la exploración y producción de petróleo y gas, gestionando licitaciones y contratos para maximizar los beneficios de los recursos energéticos del país. Sus competencias y funciones se concentrarán a partir de ahora en la Secretaría de Energía (SENER). La eliminación de estos órganos supone una merma en la independencia regulatoria, ya que las decisiones tendrán a partir de ahora una vertiente más política y gubernamental. 186 Para asegurar que el sector energético siga funcionando de manera eficiente tras la desaparición de estos órganos autónomos, el Gobierno ha propuesto crear comités formados por expertos para mantener cierto grado de independencia técnica y asegurar que las decisiones se basen en criterios objetivos Por otra parte, el 15 de septiembre de 2024 se publicó el decreto que reforma el Poder Judicial. El punto más polémico radica en la elección popular de más de 1.600 cargos judiciales, entre ministros de la Suprema Corte, consejeros del Consejo de la Judicatura Federal, magistrados del Tribunal Electoral Federal, magistrados de circuito y jueces de distrito. Para el sector eléctrico esta reforma incrementa la incertidumbre: en adición a la desaparición de la CRE, los recursos o demanda interpuestos contra el sector público por parte de los agentes privados serán juzgados por un cargo judicial designado directamente por el gobierno. Chile En 2013 Chile modificó la Ley 20.257 (Ley ERNC) de 2008 mediante la Ley 20.698 (Ley 20/25) y fijó un objetivo de renovables sobre el total de la generación eléctrica del 20% a 2025. Las empresas eléctricas deben de acreditar que un porcentaje de la energía que han retirado del sistema proviene de este tipo de tecnologías. La Ley impone también una penalización por incumplimiento de la obligación. Igualmente, prevé que aquellas empresas que hayan inyectado energía renovable en exceso de su obligación puedan traspasar ese exceso a otras empresas. Sin embargo, no se ha instaurado un mercado de certificados verdes como tal, sino que se firman contratos bilaterales entre las partes interesadas y la certificación de traspaso se hace mediante la copia autorizada de contrato. Para alcanzar el objetivo fijado, la Ley 20/25 introdujo también subastas anuales, de acuerdo con las proyecciones de demanda del gobierno a tres años vista. La introducción en la subasta de la posibilidad de ofertar en bloques diferenciados (Bloque A para la noche, Bloque B para horario solar y Bloque C para las horas restantes del día) facilita la participación de renovables. En abril de 2016 se publicó una Resolución Exenta que aprobaba el informe preliminar de licitaciones en el que se establecían los valores de consumos regulados (en GWh-año) que se deben licitar en los próximos años. Los volúmenes incluían una disminución de la previsión de la demanda energética de aproximadamente un 10% entre 2021 y 2041, lo que implica una importante disminución de lo que se iba a subastar ese año (de los esperados 13.750 GWh a aproximadamente 12.500 GWh). El objetivo del Gobierno chileno con las subastas es que las empresas de distribución eléctrica dispongan de contratos de suministro de largo plazo, 20 años a partir de 2024, para satisfacer los consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios. En julio de 2016 se publicó la Ley de Transmisión, que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo único coordinador independiente del sistema eléctrico nacional. Tras la aprobación de la Ley de Transmisión, comenzó el trabajo de los reglamentos asociados. En 2017 se aprobó la regulación para la implementación del impuesto a las emisiones del CO 2 (Resolución Exenta 659), que implicó el pago de una compensación por parte de todas las empresas generadoras, incluyendo las no contaminantes. En 2018, los Reglamentos de Servicios Complementarios y el de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional son retirados de contraloría, retrasándose el proceso de aprobación. En enero de ese mismo año, el Gobierno de Chile dijo que el país no construirá nuevas centrales de carbón sin captura de carbono e inició conversaciones para reemplazar la capacidad existente con fuentes más limpias. Tras los disturbios que comenzaron en octubre de 2019 y los diferentes impactos económicos y políticos derivados, el gobierno aprobó la congelación de las tarifas, a través del mecanismo transitorio de estabilización 187 de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas (Ley Nº 21.185, del 2/11/2019), que afecta a las concesionarias de servicio público de distribución, que sólo podrán trasladar a sus clientes regulados unos precios pre-definidos, y a las generadoras que suministran a dichas suministradoras, que estarán sometidas a un factor de ajuste durante un periodo transitorio. En 2021 se presentó una propuesta de modificación del cálculo de la potencia de suficiencia. El reglamento tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a la que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos. Las modificaciones más destacables del reglamento son un reconocimiento penalizado a centrales fotovoltaicas sin almacenamiento, la promoción del almacenamiento en sistemas como baterías y bombeo y el reconocimiento a las baterías como plantas renovables. Este reglamento está en proceso de revisión, pero se ha paralizado por el gran volumen de observaciones recibidas. En 2021 el Congreso de Chile analizó la Ley de portabilidad eléctrica, un proyecto de ley que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) para incorporar un nuevo comercializador de energía al mercado eléctrico de Chile para promover la competencia, que podría comprar bloques de energía de las empresas generadoras y vender sub-bloques a clientes regulados a precios inferiores a los ofrecidos por los distribuidores. El Proyecto de Ley aún se encuentra en tramitación en la Cámara de Diputados, sin embargo, no se ha declarado ningún tipo de urgencia en su discusión por lo que no ha tenido avances en las últimas fechas. Actualmente solo los clientes libres pueden elegir a quien comprar energía. Finalizando el primer semestre de 2022, el Gobierno promulgó la Ley de Cambio Climático, que tiene como uno de sus objetivos fundamentales que el país sea neutro en emisiones a más tardar en el año 2050. El responsable principal de la consecución de este objetivo será el Ministerio de Medio Ambiente, apoyado por el Ministerio de Energía que liderará la mesa multisectorial formada para concretarlo en medidas. En julio de 2022, el Gobierno promovió un nuevo mecanismo para extender las ayudas existentes a los clientes regulados (hasta el 2032), evitando una subida automática de aproximadamente un 40% que se produciría en ausencia de ellas. Esta medida de congelación de tarifas reguladas de electricidad, establecida como consecuencia de las revueltas sociales de 2019, era financiada por los generadores regulados hasta alcanzar un volumen total de 1.350 M$ o hasta julio de 2023. La pandemia de COVID, la guerra de Ucrania, problemas de tipo de cambio peso/dólar y el contexto de inflación creciente provocaron que el volumen se alcanzara con un año de antelación. El nuevo mecanismo establecerá precios preferentes para clientes regulados, que se financiarán con cargos adicionales aplicados a clientes libres y regulados y con aportes del Estado (recursos propios y deuda con entidades financieras). En verano de 2022, se lanzó también consulta pública en relación con la Norma Técnica de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo de definir el tratamiento de los sistemas de almacenamiento. El sector renovable se mostró favorable a que sea el propietario el que opere la potencia de almacenamiento, para optimizar su despacho, garantizando en todo momento la seguridad del sistema. En octubre de 2022, el Ministro de Energía expuso en la Cámara de Diputados las cuatro prioridades en la agenda legislativa del Gobierno, fortaleciendo sus compromisos renovables: - Proyecto de Ley que impulsa las energías Renovables (“Ley de cuotas”). El objetivo es duplicar al menos la cuota de participación renovable para 2030, pasando del 20% al 40%, e incluso al 60%. - Almacenamiento: clave para integrar renovables y reducir los vertidos, asociado también al impulso de la electromovilidad. En este sentido, el Senado aprobó por unanimidad el Proyecto de Ley de Almacenamiento de energías renovables, que pasará a su tratamiento en la Cámara Baja. 188 - Reforzar y ampliar la red de transporte y aumentar la eficiencia en la gestión activa de la red, todo ello esencial para reducir los frecuentes vertidos renovables y transmitir los excedentes renovables del norte del país hacia la zona central. - Hidrógeno renovable: aumentar la capacidad de electrólisis para alcanzar los 25 GW en 2030. Para conseguirlo, se pretende desarrollar una renovada Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde. La Ley de Transición Energética comenzó a tramitarse en julio de 2023 y busca alinear el país con las metas de neutralidad en carbono para 2050. El proyecto abarca aspectos como la licitación de almacenamiento, la reasignación de ingresos tarifarios y el desarrollo eficiente de obras de transporte de electricidad. Actualmente la tramitación de la Ley se encuentra estancada en sus últimas etapas legislativas. Se espera que, una vez aprobada, se agilicen los trámites para la construcción de líneas de transporte. El 30 de abril de 2024 se publicó en el Diario Oficial la Ley de normalización y estabilización de la Tarifa (PEC 3), en la que se establecen medidas para saldar la deuda acumulada por los clientes regulados con las empresas generadoras. La Ley establece una actualización de los niveles de precios y cargos asociados para los clientes regulados (tarifas que llevaban congeladas desde 2019). La nueva Ley también reconoce la deuda de los mecanismos anteriores (PEC 1 y PEC2) y aumenta el volumen máximo para la operación del mecanismo a 5.500 millones de dólares. Además, se ha publicado el programa de pago de dicha deuda hasta el 2027 y 2035 para cada mecanismo, respectivamente. La aprobación de la Ley es positiva, ya que supone el reconocimiento de la deuda que se había contraído con los generadores en los años anteriores y define un calendario para su repago. En diciembre de 2024 el gobierno propuso el proyecto de Ley de aumento del Subsidio Eléctrico, con el que pretende ampliar los hogares beneficiados de 1,6 a 4,7 millones. La propuesta contempla que parte de la recaudación necesaria sea descontada de la compensación que reciben los Pequeños Medios de Generación distribuida adscritos al régimen transitorio por la diferencia generada entre el precio estabilizado y el coste marginal. Polonia El 20 de febrero de 2015 se publicó la Ley de Energías Renovables (RES Act), que establece un cambio de sistema de incentivos de certificados verdes a otro de prima con subasta, aunque habrá continuidad para las instalaciones existentes, pues ambos sistemas seguirán funcionando en paralelo. La enmienda publicada el 29 de diciembre retrasó 6 meses, hasta julio de 2016, la entrada en vigor de la subasta y la finalización del plazo para entrar en el sistema de certificados verdes. Tras la aprobación de varias enmiendas, en junio de 2016 se publicó la última versión de las RES Act, que entró en vigor el 1 de julio de 2016, pero su aplicación no corregía la sobreoferta de certificados verdes ni ofrecía aún potencia subastable para grandes instalaciones eólicas y fotovoltaicas. Los parques del Grupo decidieron finalmente no acogerse a dicha modificación y seguir bajo el régimen de incentivos a través de certificados verdes. En diciembre de 2016 se llevó a cabo una subasta, pero se limitó a pequeñas instalaciones, mayoritariamente de biogás. A principios de 2017 se publicó el borrador de las subastas de 700 MW de renovables para grandes instalaciones y que se esperaba inicialmente para el segundo semestre de 2017, pero hasta la fecha no se ha celebrado aún. Además, en julio de 2017 se aprobaron nuevas enmiendas a la RES Act, sobre todo en relación con la Substitution Fee (la enmienda referencia su importe a los precios decrecientes del mercado) y las condiciones para la subasta. Las RES Act volvió a enmendarse significativamente con la RES Amendment Act del 7 de junio de 2018 (que entró en vigor el 14 de julio de 2018) y que como cambios principales establece modificaciones incluyendo una extensión de la validez de las licencias de construcción para las instalaciones eólicas que no cumplan las condiciones establecidas en la distance Act y una vuelta a la base imponible contemplada en la definición de 189 la tasa de inversión a partir del 1 de enero de 2018 (únicamente los elementos de construcción del aerogenerador en lugar de todos los componentes). El periodo para el esquema se subastas se ha ido extendiendo a lo largo de los últimos años, soportado con las decisiones que se han tomado en ámbitos europeos, y actualmente el plazo está establecido hasta 2027 inclusive. En noviembre de 2022 y en un entorno de precios altos de la electricidad derivados fundamentalmente de las implicaciones derivadas de la guerra en Ucrania, el gobierno polaco aprobó una Ley para limitar el coste asociado a la electricidad. Para ello se procedió a fijar un precio para el consumo y la generación entre el 1 de diciembre de 2022 y el 31 de diciembre de 2023. En lo que concierne a la generación, el precio de referencia publicado asciende a 295 PLN/MWh (unos 62,64 €/MWh) equivalente al precio máximo de la subasta. La diferencia entre el precio capturado por el generador y este precio mínimo tendrá que ser ingresado al gobierno, que destinará los importes recaudados a subsidiar a las pequeñas y medianas empresas y a los consumidores finales. En octubre del 2023 se aprobó una modificación de la norma sobre Fuentes de Energía Renovable (Act on Renewable Energy Source). Esta modificación define entre otras cosas las normas para el desarrollo de los PPAs y limita la hibridación solo a proyectos ligados al almacenamiento. En Julio de 2023 el Gobierno aprobó una modificación de la Ley de Desarrollo y Ordenación (Act on Spatial Planning and Development). Según esta modificación, todos los municipios deben elaborar estrategias de desarrollo espacial a largo plazo para reemplazar los actuales estudios de zonificación y se simplificará el procedimiento para la elaboración del plan local. A lo largo de 2024, Polonia presentó su Plan Nacional de Energía y Clima, estableciendo un objetivo del 56% de participación de energías renovables en su mix eléctrico para 2030. Este plan prevé para el periodo una inversión de 792.000 millones de zlotys (205.000 millones de dólares) y busca acelerar la adopción de energías renovables para reducir la dependencia del carbón. La Comisión Europea aprobó un plan de ayudas estatales polaco de 1.200 millones de euros para apoyar inversiones en instalaciones de almacenamiento de electricidad (al menos 5,4 GWh), con el objetivo de facilitar la integración de fuentes de energía renovables y avanzar hacia una economía de cero emisiones netas. En octubre de 2024, se presentó una modificación de la Ley de Fomento de la Generación Eléctrica en Parques Eólicos Marinos. Esta iniciativa busca acelerar la implementación de proyectos de energía eólica marina mediante la optimización de las condiciones de inversión en áreas designadas para el desarrollo acelerado de estas fuentes energéticas. Las reformas incluyen cambios en el sistema de subastas, regulación de la redistribución del Fondo de Mercado de Inversión y facilitación de la venta de energía durante la fase de puesta en marcha tecnológica. Además, se optimizan los procedimientos técnicos relacionados con la transferencia de permisos de ubicación y la gestión compartida de la producción de energía entre varios parques eólicos. Australia The Renewable Energy Electricity Act 2000 (Cth) trata de fomentar la generación de electricidad renovable y crea un esquema de certificados de energía renovable. El RET (Renewable Energy Target) es un esquema fijado por el Gobierno de Australia diseñado para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector eléctrico y fomentar la generación a partir de fuentes renovables. El mismo impone obligaciones a las comercializadoras de electricidad para obtener certificados de energía renovable, que pueden ser creados por generadores de energía renovable. En junio de 2015, se aprobó la “Renewable Energy (Electricity) Amendment Bill 2015”, con la que se introdujo estabilidad en el sistema de certificados verdes, fijando el objetivo del RET en 33.000 GWh en 2020 y actualizando el periodo de las revisiones del objetivo que venía siendo cada 2 años para pasar a realizarse cada 4 años. 190 El esquema de objetivos de energía renovable (RET) fomenta la generación adicional de electricidad a partir de fuentes renovables para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector eléctrico y se compone de dos esquemas: “Large-scale Renewable Energy Target” y “Small-scale Renewable Energy Target”. En el caso del “Large-scale Renewable Energy Target”, el regulador ha informado que hay suficientes proyectos aprobados para cumplir y superar el objetivo de 2020 de 33.000 GWh de electricidad renovable adicional. El objetivo finaliza en 2020, pero se mantendrán en estos 33.000 GWh hasta que finalice el plan en 2030 y se podrán seguir utilizando estos certificados. “Los Small-scale Renewable Energy Target” también finalizarán en 2030. En marzo de 2017 el estado de South Australia lanzó el SA Energy Plan, que menciona el almacenamiento con baterías el fondo de tecnologías renovables y cuyo objetivo es proveer al estado de almacenamiento a gran escala para energía renovable. En abril de ese mismo año, el Clean Energy Council publicó un informe de recomendaciones para eliminar barreras regulatorias al almacenamiento y mejorar la seguridad de la red ("Policy and regulatory reforms to unlock the potential of energy storage in Australia"). En agosto de ese mismo año el gobierno de Victoria anunció una subasta de 650MW renovables, que forma parte del esquema de subastas renovables (VREAS) para alcanzar el Victorian Renewable Energy Target (VRET) de 40% de energía renovable a 2025. En octubre de 2017 el gobierno anunciaba el esquema Nacional Energy Guarantee (NEG) para sustituir al actual CET más allá de 2020. Sus aspectos clave: i) Reliability Guarantee (obligación para comercializadoras: contratar cierta cantidad de generación "despachable"- carbón, gas, hidráulica o almacenamiento-); ii) Emissions Guarantee (obligación para comercializadoras: que la electricidad de su cartera alcance un nivel de intensidad de emisiones, que respalde el compromiso de Australia de 26% de reducción de emisiones a 2030). El Energy Security Board publicó el documento sobre el diseño del NEG que se presentaba en el Energy Council meeting en abril de 2018. Australia suspendería más tarde el proyecto de ley que contiene el objetivo de reducción de emisiones para el NEG. Las redes de transmisión y distribución son monopolios cuyos ingresos y precios están regulados por la AER (Australian Energy Regulator) de acuerdo con la NEL (National Electricity Law) y las NER (National Electricity Rules). Todos los generadores de electricidad tienen derecho a conectarse a las redes de transmisión y distribución, en función de las condiciones que plantee el proveedor de servicios de red. Una vez conectados a las redes de transmisión y distribución, no hay garantía de que los generadores sean despachados y de que los generadores en zonas de la red débiles o congestionadas pueden no ser despachados a causa de las limitaciones o requisitos del sistema. El NER requiere que AEMO (Australian Energy Market Operator) y los proveedores de servicios de la red de transmisión planifiquen la inversión en la red de transmisión en función de un análisis de inversión que requiere tiempo. Algunos gobiernos estatales han aprobado legislación que les permite eludir dicho marco regulatorio nacional, lo que puede resultar en la creación de “renewable energy zones” (REZ) con una inversión en transmisión acelerada y mejor coordinada. Las REZ son “zonas de desarrollo renovable” que conectan múltiples generadores renovables y almacenamiento en la misma ubicación y están conectadas a la red de transmisión. En octubre de 2019, el gobierno de la Commonwealth anunció un "fondo de confiabilidad de la red" de AUD $ 1 mil millones que sería administrado por el CEFC (Clean Energy Finance Corporation) y proporcionaría inversiones en proyectos de almacenamiento de energía, infraestructura de red y tecnologías de estabilización de red. El Victoria’s Labor Government de Victoria, elegido en noviembre de 2018, prometió aumentar el objetivo renovable del estado al 50% para 2030, basándose en el objetivo ya legislado del 40 % para 2025. A este respecto, el 30 de octubre de 2019 se aprueba el Renewable Energy (Jobs and Investment) Amendment Bill 2019 (Vic), que introduce el objetivo VRET 2030 en la legislación. En ausencia de un objetivo renovable federal después de 2020, la inversión seguirá siendo impulsada por los estados. 191 Durante el año 2022, el Energy Security Board (ESB), organismo encargado de coordinar las reformas energéticas del país, trabajó en la elaboración de normativa de acceso a redes para gestionar congestiones, así como en el diseño de mecanismos de gestión de capacidad. En línea con estas propuestas, durante el 2022 se fueron dando los pasos para reconfigurar el mix de generación estableciendo nuevos objetivos de potencia renovable y anunciándose adelantos en los abandonos de centrales fósiles, fundamentalmente de carbón. Esto último forzó a los Estados a acelerar el desarrollo de nueva capacidad renovable, de sistemas de almacenamiento y de grandes instalaciones de transporte para el refuerzo de la conexión entre sistemas. A finales del año 2022, el Gobierno anunció aumentar sus esfuerzos para conseguir el desarrollo renovable y la reducción de emisiones, estableciendo el objetivo de alcanzar un 82% de generación renovable para 2030 (secundado por varios estados, como el Estado de Victoria, que elevó su objetivo de renovables al 95% en 2035, creando para ello una empresa de renovables, la Comisión Estatal de Electricidad, con el objetivo de impulsar 4,5 GW de proyectos de energía limpia). Esto se materializó en la reasignación de fondos del presupuesto (478 millones de dólares australianos) a la lucha contra el cambio climático, destinados por el Gobierno anterior a programas para promover mayormente proyectos de gas y en el compromiso de reducir las emisiones de sectores como la siderurgia, la aviación y la agricultura en al menos un 50% para 2035, impulsando para ello la investigación en hidrógeno verde y en captura y almacenamiento de carbono. Por su parte, el Consejo del Clima ha propuesto destinar las actuales subvenciones a los combustibles fósiles (11.600 millones de dólares australianos en el ejercicio 2021) al desarrollo de energía fotovoltaica en tejados, el bombeo hidráulico, el almacenamiento, el transporte público eléctrico y las estaciones de carga de vehículos eléctricos. Con las políticas actuales, el país alcanzaría en 2030 un 60-70% de cuota de renovables en la generación eléctrica, muy por debajo del objetivo fijado del 82%. Para cumplir este ambicioso objetivo el Gobierno Federal ha propuesto nuevos desarrollos regulatorios en 2023. Por un lado, el Departamento de Cambio Climático, Energía, Medio Ambiente y Agua ha propuesto un nuevo esquema de Certificación de Energía Renovable (REGO) que comenzará a funcionar a partir de 2025 y que convivirá con el actual sistema RET hasta que finalice en 2030. El nuevo sistema cubrirá todos los generadores de energía eléctrica que actualmente cubre el sistema LGC e incluirá la electricidad exportada al extranjero, la electricidad generada por energía solar fotovoltaica a pequeña escala y la electricidad renovable para instalaciones de almacenamiento. El gobierno australiano anunció en noviembre de 2023 una ampliación del Esquema de Inversión en Capacidad, el CIS (Capacity Investment Scheme) para dar apoyo a 9 GW de capacidad gestionable limpia, y 23 GW de nueva capacidad renovable para 2030. El esquema planteado ofrece contratos ‘CfDs’ en los que el Gobierno Federal garantiza los ingresos mínimos y máximos por el total de la producción de los proyectos. Durante 2024 se han realizado dos procesos principales: • Mayo 2024: subasta de energía eólica y fotovoltaica, con una capacidad de 6 GW. Nueva Gales del Sur recibió más de un tercio de la capacidad subastada. Los proyectos seleccionados incluyen una combinación de energía solar, eólica y tecnologías híbridas con almacenamiento en batería. • Noviembre 2024: se produce una nueva ronda de subastas con una capacidad indicativa adicional de 6 GW. Esta subasta también se centró en proyectos de energía renovable y almacenamiento en baterías. Los proyectos seleccionados se espera que entren en funcionamiento entre 2026 y 2028. El 10 de diciembre de 2024 se aprobó la “Future Made in Australia Act", que tiene como objetivo prioritario apoyar la transición de Australia hacia una economía neta cero y atraer inversiones para hacer de Australia un líder en energía renovable, añadiendo valor a los recursos naturales y fortaleciendo la seguridad económica. 192 La Ley destinará unos fondos de $22.770 millones de dólares australianos para desarrollar áreas cruciales tales como energías renovables, formación en economía sostenible, o mejora de la utilización de los recursos naturales y minerales de importancia crítica en el país. Le Ley también modifica el sistema de Garantías de Origen, actualizando a un nuevo sistema, (denominado REGO). Este nuevo esquema garantizará que después de 2030, fecha en la que expira el actual marco de certificación de certificados verdes “LGC” (Large-scale Generation Certificates), Australia disponga de un sistema complementario para seguir apoyando la verificación, demanda voluntaria, compra y el comercio de energía renovable. El sistema REGO funcionará en paralelo con el marco de LGC’s hasta el año 2030, pero no podrá utilizarse para cumplir con los objetivos de energía renovable anteriores a ese año. Se estima que durante el periodo de transición el cambio de modelo no produzca impactos significativos en el precio de los certificados actuales. India El Plan Nacional de Cambio Climático, publicado en 2008, marcaba un objetivo del 15% de energías renovables para 2020. Para la consecución de este objetivo, se requería la participación tanto del gobierno nacional, como de los gobiernos estatales. En junio de 2015 se adoptó el objetivo nacional de alcanzar 175GW de capacidad renovable en 2022, de la que 100GW corresponden a Solar y 60GW a Eólica. Actualmente, el desarrollo renovable en India está basado en las subastas, que tienen como resultado la asignación de una tarifa. Después de la publicación de la National Wind-Solar Hybrid Policy en mayo de 2018, se realizó una subasta de 1.200 MW híbridos de solar y fotovoltaica, en la que se adjudicaron 840 MW. También tratando de promover tecnologías novedosas, se subastaron y asignaron 50 MW de solar flotante. El Ministry of New and Renewable Energy anunció planes para subastar en 500 GW de energía renovable para 2028. Además de los bajos precios en las subastas, los costes de transmisión (intra-state e inter-state) y la incertidumbre asociada a los terrenos, se han convertido en factores clave del desarrollo renovable en India. En paralelo a las subastas, también ha habido un desarrollo de un mercado de contratos de suministro directo entre generadores y consumidores. Se estima que 4,6GW de proyectos renovables estaban ligados a un PPA corporativo a finales de 2018, convirtiendo a India en el mercado más grande de Asia. Los costes derivados, la facilidad de obtención de los permisos y las obligaciones derivadas de la programación y comunicación de la electricidad que se vierte a la red difieren en función de los estados. En 2010 se implantó el sistema de RECS, con el ánimo de que estados con menos recursos renovables puedan cubrir su obligación: si la compañía que ha firmado un PPA vende la electricidad a través de la red a un consumidor final y no a una entidad distribuidora o comercializadora, puede solicitar este tipo de atributos. En 2019, el presupuesto de la Unión 2019-2020 introdujo un plan que contemplaba la interconexión de cinco redes indias regionales para operar en la misma frecuencia. El esquema se implementaría antes del 30 de junio de 2020 para permitir la transferencia de energía garantizando la conectividad de todos los estados a un precio asequible, así como el aumento de la capacidad de transmisión interregional y en consecuencia un mercado más dinámico. Pese a los problemas de disponibilidad de la red y de tierra, han aumentado los objetivos renovables. En noviembre 2020 el primer ministro de India, Narendra Modi, anunció que el país tiene como objetivo aumentar su capacidad de energías renovables a 220 GW para 2022, frente al objetivo anterior de 175 GW. En la actualidad tienen instalados 136 GW de renovables. Además, se han llevado a cabo subastas híbridas. Los modelos de licitación híbridos y tecnológicamente neutrales están contribuyendo a la lógica económica de las 193 energías renovables en la India. El cambio hacia licitaciones más sofisticadas con un enfoque en los resultados de energía en lugar de la tecnología está abriendo nuevas puertas para la energía eólica y solar. En abril de 2023 el Gobierno Indio anunció un calendario de despliegue de renovables (Bidding Trajectory for Renewable Energy Power Projects) que contempla el desarrollo de 50 GW cada ejercicio, comenzando el 1 de abril, durante los próximos 5 años. Las subastas incluirán al menos 10 GW anuales de capacidad eólica. Los planes están diseñados para garantizar que India cumpla su objetivo de 500 GW de capacidad instalada a partir de fuentes de energía no fósiles para 2030. Según el Ministerio, el país cuenta actualmente con unos 180 GW de capacidad instalada de energías renovables incluyendo 72 GW de solar, 52 GW de energía hidráulica, 44,5 GW de eólica y 10 GW de biomasa. Por otro lado, con el fin alcanzar los objetivos de reducción de emisiones establecidos, el país ha anunciado que lanzará un sistema nacional de comercio de emisiones en los próximos dos años, que cubrirá aproximadamente el 15% de las emisiones para 2030. Inicialmente, el mercado incluirá industrias altamente contaminantes como acero, cemento, papel y pulpa, petroquímicos y aluminio. En septiembre de 2023, el gobierno indio anunció una inversión de 450 millones de dólares para desarrollar la capacidad de almacenamiento en baterías de 4 GWh para el año fiscal 2030. Este programa ofrece incentivos de hasta el 40% de los costes de capital para fomentar la creación de unidades de fabricación de baterías, con el objetivo de mitigar las fluctuaciones en el suministro de energía renovable, mejorar la estabilidad de la red eléctrica y reducir la dependencia de combustibles fósiles. En septiembre de 2024, India había alcanzado una capacidad instalada total de generación eléctrica de 453 GW, con un 45% proveniente de fuentes renovables, incluyendo la gran hidroeléctrica. Se espera que para el año fiscal 2025, las energías renovables representen el 23% de la generación eléctrica total. A finales del año 2024 había cerca de 80 GW de proyectos solares, eólicos e híbridos en construcción, y otros 95 GW en diferentes etapas de desarrollo. En noviembre de 2024, el ministro federal de energía instó a los estados sin recursos de carbón a considerar la instalación de plantas de energía nuclear en las localizaciones de las plantas térmicas de carbón retiradas. Esta iniciativa se alinea con la propuesta del presupuesto federal de asociarse con entidades privadas para desarrollar pequeños reactores nucleares, aumentando la generación de electricidad sin emisiones de carbono. Actualmente, India cuenta con aproximadamente 8 GW de capacidad nuclear y planea incrementarla a 20 GW para 2032. En diciembre de 2024, el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables de India (MNRE) anunció planes para exigir la inclusión de capacidad de almacenamiento en baterías en nuevos proyectos solares y eólicos. Inicialmente, se propone un requisito del 10% de la capacidad de almacenamiento de una planta de energía renovable, con la posibilidad de incrementarlo con el tiempo hasta un 30-40%, a medida que vaya disminuyendo el precio de las baterías. Sudáfrica En 2011 el gobierno implantó un sistema de subastas para la compra de 13 GW de electricidad renovable, el Energy Independent Power Producers Procurement Programme (REIPPP). La electricidad generada se vende a tarifa fija a Eskom, la distribuidora estatal y el único contratista para todos los proyectos de productores de energía independientes. El 18 de octubre de 2019 se publicó el Integrated Resource Plan (IRP) en el que se daban indicaciones del desarrollo durante el periodo 2020-2030. Está basado en el equilibrio entre oferta y demanda eléctrica al mínimo coste y teniendo en cuenta la seguridad de suministro y criterios medioambientales. El IRP ha ido dando un giro, disminuyendo el carbón y abandonando la idea de construir nueva nuclear masivamente. Destaca el hecho de que, mientras que en algunos escenarios del anterior IRP se esperaba la construcción de 9,6 GW adicionales de nuclear, en este nuevo plan se decide únicamente extender la vida útil de la nuclear 194 existente. Además, se mantiene la instalación de nueva eólica y solar a través de subastas y se amplía el margen de actuación para los operadores privados en el campo de la generación distribuida, ampliando el límite de lo que se va a poder instalar. El plan menciona la importancia del almacenamiento para posibilitar el gran despliegue de renovables, prevé la instalación de nueva capacidad de almacenamiento y prepara un proyecto piloto de batería. En 23 de agosto de 2020 se publicó el Risk Mitigation Independent Power Producer Procurement Programme (RMIPPPP) para la compra de 2.000 MW de capacidad bajo PPAs a veinte años. El objetivo del programa era cubrir un gap de generación a corto plazo antes de lanzar otros programas de compra como el REIPPP. El RMIPPPP estaba abierto a todas las tecnologías, con la condición de que las plantas debían estar disponibles para generar energía en unas horas establecidas además de estar conectadas a la red antes de junio 2022. En marzo de 2021 se anunciaron ocho adjudicatarios y en junio 2021 se amplió el número con tres adjudicatarios más. En febrero de 2022 aún no se habían firmado los PPAs ya que el proceso de adjudicación ha sido impugnado por un sponsor. En abril de 2022 se anunció la ronda 6 del REIPPPP, en la que en octubre de 2022 se licitaron 3,2 GW de eólica y 1 GW de solar fotovoltaica. En diciembre de 2022 se publicaron los resultados con la adjudicación exclusiva a proyectos solares fotovoltaicos por 860 MW. No se adjudicaron proyectos eólicos tras la confirmación de Eskom durante la evaluación de que no había capacidad de red disponible para conectar ningún proyecto eólico propuesto en las áreas de suministro. En diciembre de 2023 se anunció la séptima ronda, con un total de 5.000 MW, 1.800 MW para solar fotovoltaica y 3.200 MW para eólica terrestre. También en el contexto del IRP y con el objetivo de desarrollar el almacenamiento y mejorar la integración de las renovables en el sistema eléctrico nacional, en marzo de 2023, se abrió el primer plazo de presentación de ofertas del Programa de contratación pública de almacenamiento de energía en baterías con el fin de asignar 513 MW de capacidad de almacenamiento. Además, en 2023 se introdujeron una serie de modificaciones a la regulación del sector eléctrico. A finales de año se aprobó una enmienda a la Electricity Regulation Act por la cual se suprime por completo la necesidad de obtener licencias de generación para los proyectos de renovables (siendo necesario únicamente un proceso de registro). También se aprobaron enmiendas que incluye la creación de un gestor de redes de transporte independiente, que actuará como operador del sistema y del mercado independiente. En relación con el plan de inversión para la Alianza para la Transición Energética Justa (JETP), lanzado en 2022, que planteaba la inversión de más de 86.000 millones de dólares en la transición energética del país durante los siguientes cinco años (dos tercios de ellos dedicados al sector eléctrico, reemplazando las centrales de carbón por otras fuentes de energía y haciéndolo más privatizado y basado en el mercado), en julio de 2024 el Gobierno del presidente Cyril Ramaphosa anunció su intención de modificar los términos del acuerdo con Climate Investment Funds (CIF, vinculado al Banco Mundial), para que no se le exigiera el cierre de tres centrales eléctricas de carbón durante los siguientes años, justificándolo por preocupaciones de seguridad energética y estabilidad del suministro mientras se avanza en la transición hacia energías limpias. En 2024, la capacidad solar fotovoltaica total de Sudáfrica aumentó un 11,9% respecto a 2023, alcanzando los 8,97 GW. Este crecimiento refleja el compromiso continuo del país con la expansión de fuentes de energía limpias y sostenibles. Según la Asociación de la Industria Fotovoltaica de Sudáfrica (SAPVIA), se espera que en 2025 entren en funcionamiento 375 MW adicionales de proyectos a escala de servicios públicos, con casi 500 MW actualmente en construcción. Eskom, la empresa estatal sudafricana, completó la primera fase de su proyecto de almacenamiento en baterías de 100 MWh ubicado en Worcester, iniciando la segunda fase del proyecto, que contempla la instalación de 144 MW de capacidad de almacenamiento (con 616 MWh), en cuatro centros de distribución y uno de transmisión. Además, se incorporarán 58 MW de energía solar fotovoltaica en estas instalaciones. 195 Por otro lado, Sudáfrica enfrenta serias dificultades para financiar la expansión de la red eléctrica, esencial para integrar la generación renovable. Eskom luchó para asegurar los 21.000 millones de dólares necesarios para modernizar la infraestructura de transmisión, debido a su alta deuda y la falta de garantías soberanas. Esta situación ha retrasado la construcción de nuevas líneas de transmisión y ha obstaculizado la conexión de proyectos renovables en áreas remotas. Canadá Bajo el Greenhouse Gas Pollution Pricing Act se adoptó en junio 2018 el Federal Carbon pollution System. El sistema tiene dos puntos clave: - Un impuesto a los combustibles fósiles (pagado por los productores o distribuidores de combustible en lugar de por los consumidores). - Un sistema de precios cap-and-trade, para la industria (Output Based Pricing System). Las instalaciones que exceden el límite anual pueden comprar el exceso de créditos de emisión de otras instalaciones o pagar el precio del carbono. Para 2018 y 2019 el sistema de precios del carbono se aplicaba a instalaciones industriales que emitan 50 kilotones o más de CO 2 equivalente por año. Como parte del compromiso del gobierno federal de garantizar que los precios al carbono se apliquen en todo Canadá, el Primer Ministro anunció en octubre de 2018 la aplicación territorial del sistema. A principios del año 2019, las provincias de Ontario, Nuevo Brunswick, Saskatchewan y Manitoba, carecían de una estrategia de reducción de emisiones propia. En consecuencia, a partir de abril de 2019, esas provincias ahora tienen un impuesto al carbono impuesto por el gobierno. El sistema federal de respaldo consta de dos componentes: (i) un componente similar a los impuestos que es un cargo regulatorio sobre los combustibles y (ii) un ETS de referencia y crédito para instalaciones industriales intensivas en emisiones y expuestas al comercio, llamadas Precios basados en resultados Sistema (OBPS). La mayoría de los ingresos del sistema federal se devuelven a la provincia o territorio donde fueron recogidos. El Gobierno de Canadá, ha presentado a principios de noviembre el 2022 el informe denominado “Fall Economic Statement - 2022” que incluye importantes programas de ayudas a las energías renovables y al desarrollo de la economía de hidrógeno renovable. Estos marcos de ayuda suponen claramente la respuesta canadiense a la publicación del IRA por parte de Estados Unidos, con la esperanza de mantener la capacidad de competitividad en comparación con su vecino. Las principales actuaciones se basan en incentivos de carácter fiscal y reembolsables (a diferencia de las ayudas de estadounidenses). La estimación inicial es que comiencen a estar operativas en enero de 2023. Las ayudas se formulan a través de un instrumento similar a un ITC reembolsable por valor del 30% de la inversión si se cumplen ciertos criterios de contratación definidos. En caso de no cumplirlos, las ayudas serán solamente del 20% de la inversión. Las actuaciones inicialmente susceptibles de recibir ayudas serían los sistemas de generación de electricidad solar fotovoltaica y termosolar de concentración, eólica, hidráulica y pequeños reactores nucleares, sistemas de almacenamiento que no utilicen combustibles fósiles para su operación, equipamientos térmicos, bombas de calor y desarrollo de vehículos eléctricos de carácter industrial. Los detalles para las ayudas al hidrógeno renovable están menos definidos. El FES-2022 establece que se llevará a cabo una consulta pública para definir un diseño efectivo de ayudas. Según el presupuesto federal de 2023, el esquema ITC estará disponible hasta 2035 y se espera que movilice 6.300 millones de CAD hasta 2028 y 19.400 millones adicionales hasta 2035. Los incentivos para el desarrollo 196 de proyectos de hidrógeno varían entre un 15-40% del coste elegible de los en función de la intensidad de carbono del hidrógeno obtenido. Se prevé que las ayudas a la inversión en hidrógeno costarán 5.600 millones de CAD a lo largo de cinco años, a partir de 2023-24. Entre 2028-29 y 2034-35 se prevé un coste adicional de 12.100 millones y otros tantos entre 2028-29 y 2034-35 se espera en créditos fiscales a la inversión en hidrógeno limpio. En mayo de 2024, Canadá publicó un informe de progreso sobre su Estrategia de Hidrógeno, lanzada en 2020. El informe destaca más de 80 proyectos de hidrógeno bajo en carbono, con inversiones potenciales que superan los 100.000 millones de dólares y la planificación de 13 instalaciones de producción. Además, se introdujo un Crédito Fiscal para Inversiones en Hidrógeno Limpio en junio de 2024, destinado a atraer inversiones y fomentar la innovación en el sector. Este Crédito Fiscal se amplió en diciembre al hidrógeno obtenido por pirólisis de metano. En diciembre de 2024, el gobierno canadiense finalizó la regulación de Electricidad Limpia (Clean Electricity Regulations, CER), que establecen un marco para alcanzar una red eléctrica cero emisiones para 2050. Esta iniciativa busca promover inversiones en energías limpias y almacenamiento, y asegurar la confiabilidad y asequibilidad del suministro eléctrico. Aunque inicialmente se había propuesto el objetivo para 2035, se ajustó a 2050 tras consultas con las provincias y la industria energética, ante el riesgo de encarecer y poner en riesgo la seguridad del suministro. Tras la renuncia del Primer Ministro, Justin Trudeau, los sondeos dan por ganadora de las próximas elecciones a la actual oposición conservadora. De llegar al poder, se prevé que sus políticas se dirijan a desregularizar los mercados, reducir los impuestos, conceder más autonomía legislativa a las 10 provincias frente a la normativa a nivel federal promovida por los liberales y a facilitar y acelerar la aprobación de instalaciones de gas (plantas de GNL, extensión del sistema gasista, refinerías), nucleares y de extracción de minerales críticos. Ucrania En 2015, Ucrania adoptó el ambicioso objetivo de producir el 25% de su energía a partir de fuentes renovables para 2035. Ucrania ha estado apoyando este objetivo a través de la Green Tariff, un sistema de “feed-in-tarif” a la generación hasta este año. Actualmente este esquema tarifario ya no es aplicable a nuevos proyectos y el año 2022 ha sido el último para completar proyectos en curso que puedan aprovechar en su puesta en marcha el esquema de tarifa asegurado hasta 2030. Los parques que el Grupo posee en este país están vendiendo su energía en todos los casos aplicando la normativa del Green Tariff. Después del MoU se publica la Ley “On Amendments to the Laws of Ukraine to Improve Support to Electricity Generation from Alternative Energy Sources” (Draft Law No. 3658) y el decreto posterior del regulador (NEURC) que define las nuevas tarifas. Entre los cambios que trae este documento, hay un recorte del Green Tariff. En concreto para las instalaciones fotovoltaicas puestas en marcha entre el 1 de julio de 2015 y el 31 de diciembre de 2019 hay una reducción del 15% del Green Tariff, para plantas de más de 1MW desde el 1 de agosto de 2020 una reducción aproximada de 22,6 € por MWh y permanecerían invariables al menos hasta 31 de diciembre de 2029. Esta nueva normativa afecta a todas las instalaciones propiedad del Grupo. En 2019 se anunció el nuevo mecanismo de subastas para los nuevos parques. La Auction Law del 22 de mayo de 2019 introduce cambios en el régimen de Green Tariff y establece el marco para las subastas. Estaba previsto la Green Tariff (modelo anterior) y el régimen de subastas funcionaran en paralelo de tal forma que los parques ya construidos hasta la entrada de esta normativa se pudieran mantener en el Régimen antiguo u optar por acudir a las subastas. 197 Igual que para la Green Tariff, el apoyo estatal sería proporcionado mediante la compra garantizada por el estado a través de la compañía estatal especialmente designada y autorizada (el "Guaranteed Buyer") de toda la electricidad producida a partir de la fuente de energía renovable dentro de la cuota adquirida en la subasta a la tarifa fija establecida. No obstante, el esquema de subastas aún no ha sido implantado de forma definitiva. La responsabilidad de los desvíos será del 50% para los generadores, subiendo al 100% en 2022. Además, desde el 1 de enero de 2021, el TSO puede limitar la producción cuando así lo requiera el sistema, pagando una compensación establecida reglamentariamente. El Regulador adoptó el 11 de noviembre de 2020 una Resolución sobre Modificaciones a las Reglas del Mercado y el TSO podrá compensar a los productores renovables, a solicitud de esto, por la electricidad limitada a lo largo del año 2019. En cambio, no se realizarán pagos por la electricidad limitada en 2020 en función de sus requerimientos hasta que los montos respectivos se incluyan en la estructura de tarifas para 2021. En junio de 2020 se publicó el “Memorandum of understanding on resolution of problematic issues in renewables sector ” (MoU), entre el sector renovable y el Gobierno para, entre otros, resolver los problemas de liquidez del “pagador” de la tarifa verde (GB “guaranteed buyer”) y solucionar los retrasos en las liquidaciones de los generadores con el Operador del Sistema de Transmisión (TSO). La normativa estableció fundamentalmente que las deudas a los productores serían reembolsadas antes del 31 de diciembre de 2021. Al cierre del ejercicio 2021 toda la deuda aplazada correspondiente a 2020 había sido completamente liquidada. La "Ley de presupuesto estatal de 2021", adoptada el 16 de diciembre de 2020, preveía que las garantías estatales en 2021 podrían emitirse por decisión de la Cabinet of Ministers of Ukraine (CMU) para garantizar los pagos de las deudas/obligaciones de pago de TSO, de propiedad estatal, a instituciones financieras internacionales y/o mediante préstamos para asegurar su liquidez. En principio las garantías estatales pueden cubrir los préstamos del TSO para realizar ciertos pagos al GB para liquidar obligaciones con los Productores renovables. La versión disponible de la Ley de Presupuesto Estatal de 2021 no establece gastos suficientes para proporcionar apoyo financiero al GB para pagar a los productores, pero la versión final firmada por el presidente o las enmiendas a la Ley de Presupuesto del Estado de 2021 parece que proporcionarán dichos gastos. El Gobierno anunció que publicaría una ley que permitiera el reembolso de las deudas pendientes entre 2021- 2022, generando bonos del Estado a 5 años para lo que definió un calendario para poder emitir nuevos bonos para liquidar la deuda del TSO en el futuro. En 2021 la deuda por la venta de energía de los generadores fue liquidada por el GB al 80%. EL 20% restante esperaba ser cubierta a través de los presupuestos generales del Estado. En noviembre de 2021 se firmó el “Memorandum of Economic and Tax Policies” entre el gobierno ucraniano y el Fondo Monetario Internacional en el marco de la extensión del soporte y ayuda financiera firmados a finales de junio de ese mismo año. Bajo este acuerdo, se establecieron compromisos en diversas materias, entre ellas, algunas relacionadas con el sector energético renovable. El GB dejaba de garantizar la solvencia y liquidez frente a los productores desde 2022 en adelante y el regulador introducía la figura del “Transmision System Operator” (TSO) que implementaría con el mecanismo correspondiente el cobro de una tarifa de transmisión a un nivel suficiente que cubriese todos los costes del sistema, incluidas las obligaciones de pago a los productores de energía renovable generadas, así como los importes pendientes de liquidar acumulados a lo largo del ejercicio 2021 y con los límites a aplicar respecto de la emisión de deuda pública garantizada. El FMI introdujo también un nuevo indicador para hacer seguimiento del desarrollo de la normativa anterior denominado “Cealing on stock of arrears of the Guaranteed Buyer to RES”. Este indicador representa el 198 volumen de deuda estatal del GB vencida y pendiente de pago a los productores del sector energético renovable y se establece en un valor fijo tanto para el final de 2021 como para marzo de 2022. Desde el inicio de la invasión rusa en febrero de 2022, Ucrania ha enfrentado grandes desafíos en su sistema eléctrico por la destrucción de infraestructuras críticas y la reducción considerable en su capacidad de generación (aproximadamente de 9 GW). A pesar de estas adversidades, el país ha implementado y propuesto varias normativas y estrategias para fortalecer y modernizar su sector eléctrico en las áreas de energías renovables, hidrógeno, almacenamiento y redes de distribución y transmisión. En febrero de 2023, la Unión Europea y Ucrania firmaron un memorando de entendimiento para una asociación estratégica en biometano, hidrógeno y otros gases sintéticos. Según investigadores ucranianos, con un desarrollo adecuado de la energía eólica, Ucrania podría producir hasta 19,5 millones de toneladas de hidrógeno verde al año, el doble de los planes de producción anual de la UE para 2030. La UE ya considera a Ucrania como uno de los principales corredores para la importación de hidrógeno verde y en noviembre de 2023 la Comisión Europea incluyó en la lista de PCIs/PMIs un proyecto de corredor destinado a transportar hidrógeno desde Ucrania hacia Eslovaquia, República Checa, Austria y Alemania. En diciembre de 2023, el Operador del Sistema de Transmisión de Ucrania, fue aceptado como miembro de pleno derecho de la Red Europea de Operadores del Sistema de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E), con efectividad a partir del 1 de enero de 2024. Esta integración marca un hito en la sincronización del sistema eléctrico ucraniano con la red de Europa continental (en marzo de 2022 ya había tenido lugar una sincronización de emergencia, junto a Moldavia), fortaleciendo la cooperación y mejorando la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico interconectado. El gobierno ucraniano aprobó el 18 de marzo de 2024 el Ukraine Facility Plan, que esboza la visión de Ucrania para un crecimiento socioeconómico a medio plazo - 4 años, hasta 2027 -, buscando acercar al país al mercado único europeo, en línea con los estándares y políticas comunes de la Unión Europea (UE). El Plan será la base para la implementación del programa de apoyo financiero de la UE a Ucrania en el período 2024-2027 (“The Ukraine Facility”), dependiendo directamente el lanzamiento del programa y los posteriores reembolsos (hasta 50.000 M€) de la consecución de los hitos incluidos en el Plan. La CE publicó el 15 de abril la evaluación positiva del Plan. En particular, la CE dio su aprobación a la constitución del Plan como “respuesta específica y bien equilibrada” a (i) los objetivos del programa de apoyo financiero, (ii) a los desafíos del proceso de adhesión de Ucrania a la UE y (iii) a las necesidades de recuperación, reconstrucción y modernización de Ucrania (sin esperar al fin de la guerra). El Plan contiene 69 reformas – desagregadas en 146 hitos trimestrales, 10 de ellos inversiones concretas - que afectan a sectores e industrias clave, previamente seleccionadas por su mayor impacto en el crecimiento de la economía local, con el afán de atraer nuevas inversiones. Entre estas actuaciones, destacan: • Plan de Acción de Energías Renovables hasta 2030, que tiene como objetivo incrementar la penetración renovable hasta el 27,1% de la energía final bruta para el 2030. • Aprobación de subastas piloto para distribuir 110 MW de la tarifa de apoyo a renovables para el 2024. • Aprobación de las condiciones de un concurso para la construcción de 700 MW de nueva generación flexible. En septiembre de 2024, la Unión Europea anunció un paquete de ayuda de 160 millones de euros destinado a restaurar aproximadamente el 15% de la red eléctrica ucraniana dañada por los ataques rusos. Esta asistencia incluye 60 millones de euros para refugios y estufas y cerca de 100 millones de euros provenientes de beneficios de activos rusos congelados, destinados a reparaciones y al fomento de energías renovables. Además, se presentaron diez medidas clave para reforzar la infraestructura energética de Ucrania, entre las que se destacan la descentralización del suministro eléctrico y el aumento de la capacidad de importación de electricidad y gas desde la UE. 199 Resto países Las instalaciones propiedad de las sociedades filiales del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables en el resto de países se rigen cada una por las diferentes normativas aplicables en cada uno de los países en los que se ubican, operando a libre mercado en aquellos en que dicha normativa lo permite. 200 ANEXO VI RELACIÓN DE VALOR NETO ACTUALIZADO POR INSTALACIÓN TIPO A continuación, se muestra el volumen de valor neto actualizado (VNA) por instalación tipo (IT) así como otros parámetros para los MW consolidados en el que opera el Grupo según los últimos parámetros aprobados por el regulador y publicados en la TED/741/2023 de 30 de junio en la que se recoge la actualización de parámetros retributivos aplicable al semiperiodo 2023-2025: Instalación Tipo MW consolidados operados por el Grupo Valor neto actualizado (VNA) (millones de euros) Retribución a la inversión (miles de €/MW/año) Retribución total anual (millones de euros) Final vida regulatoria IT-00079 1,2 6,1 699,8 0,8 2032 IT-00635 4,0 0,5 0,0 0,0 2028 IT-00636 3,0 0,7 7,4 0,0 2029 IT-00654 268,2 0,0 0,0 0,0 2024 IT-00655 426,9 0,0 0,0 0,0 2025 IT-00656 219,7 0,0 0,0 0,0 2026 IT-00657 636,1 0,2 0,0 0,0 2027 IT-00658 128,0 0,4 0,0 0,0 2028 IT-00659 412,4 0,5 0,0 0,0 2029 IT-00660 70,6 0,7 0,0 0,0 2030 IT-00661 127,5 0,7 0,0 0,0 2031 IT-00662 63,0 0,7 0,0 0,0 2032 IT-00663 39,0 0,7 0,0 0,0 2033 IT-00699 1,2 0,0 0,0 0,0 2023 IT-00700 4,2 0,0 0,0 0,0 2024 IT-00702 7,3 0,1 0,0 0,0 2026 IT-00834 30,2 0,4 61,3 1,8 2030 IT-00839 16,0 1,1 122,8 2,0 2035 IT-00840 15,0 1,2 135,4 2,0 2036 Otras menores (Solar PV) 1,06 -- 0,0 0,0 -- Total 14,01 6,71 201 CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO DEL EJERCICIO 2024 Parte I – Análisis del ejercicio El Grupo presenta los resultados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) bajo una estructura corporativa compuesta por las siguientes áreas geográficas y negocios (tecnologías): ◾ Áreas geográficas. Las principales áreas geográficas en las que opera el Grupo son España, Resto de Europa, América, Australia y Otras zonas. Formando parte de América: México, Chile, Estados Unidos, Canadá, Costa Rica, República Dominicana, Brasil, Colombia, Perú y Argentina; en Resto de Europa: Alemania, Portugal, Italia, Croacia, Polonia, Ucrania, Hungría, Francia, Bélgica y Reino Unido; y en Otras zonas: Sudáfrica e India principalmente. ◾ Tecnologías. Eólico, Fotovoltaico, Hidráulico, Biomasa y Termosolar y Otros. Dentro de Otros se recogen fundamentalmente los negocios de biocombustibles, cogeneración, comercialización, eficiencia energética y otros de menor significatividad. A continuación, se definen los Alternative Performance Measures, o APM utilizados recurrentemente y en este informe de gestión por el Grupo: EBITDA o Resultado bruto de explotación: se define como el resultado de explotación antes de dotaciones y provisiones, es decir, muestra el resultado operativo del Grupo. Se calcula tomando las siguientes partidas de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada: “importe neto de la cifra de negocios”, “Otros ingresos”, “Aprovisionamientos”, “Gastos de personal”, “Otros gastos de explotación” y “Resultado puesta equivalencia actividad análoga”. Deuda financiera neta: muestra la deuda contraída por el Grupo, pero en términos netos al descontar la tesorería y activos financieros similares. La reconciliación detallada viene desglosada en el Informe de Gestión. Se calcula tomando las siguientes partidas del estado de situación financiera consolidado: “Obligaciones y otros valores negociables” no corrientes y corrientes, “Deuda con entidades de crédito” no corrientes y corrientes, “Obligaciones de arrendamiento” no corrientes y corrientes; y todo ello, menos “Efectivo y otros medios líquidos equivalentes” y “Otros activos financieros corrientes” del Activo. Deuda financiera neta excluyendo NIIF 16: se define como la deuda financiera neta menos “Obligaciones de arrendamiento” no corrientes y corrientes del Estado de Situación Financiera Consolidado. 202 Deuda financiera excluyendo NIIF 16: se define como la deuda financiera neta excluyendo NIIF16 menos “Efectivo y otros medios líquidos equivalentes” y “Otros activos financieros corrientes” del Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. Deuda de proyecto: se corresponde con aquella deuda sin garantías corporativas, cuyo recurso se limita a los flujos y activos del deudor. En el apartado de Deuda Financiera Neta se muestra una conciliación. Deuda corporativa : aquella deuda con algún tipo de garantía corporativa. Se calcula como la Deuda financiera excluyendo NIIF 16 menos la Deuda de proyecto. Deuda financiera neta/EBITDA : muestra la relación que existe entre el endeudamiento neto del Grupo y su patrimonio. Se calcula dividiendo las siguientes partidas: “Deuda financiera neta” (calculada como se explica anteriormente) entre “EBITDA” (explicado anteriormente). Inversión bruta ordinaria: Expresa el importe de las adquisiciones, durante el periodo, de elementos del inmovilizado material, activos intangibles, inversiones contabilizadas por el método de la participación e instrumentos financieros, necesarias para el mantenimiento y crecimiento de las operaciones. Muestra la capacidad de crecimiento del Grupo como resultado del incremento en la capacidad de generación de caja y resultados a partir de las inversiones realizadas en activos fijos operativos. En el apartado de Flujo de caja se muestra una conciliación. Cashflow Operativo: el Cashflow Operativo representa la capacidad de los activos de generar recursos en términos de deuda financiera neta (excluyendo NIIF16). En el apartado de Flujo de caja se muestra una conciliación. Cashflow Neto de Inversión: Se define como la Inversión bruta ordinaria más/menos la variación de la cuenta de “otros acreedores” asociada a proveedores de inmovilizado y resto de movimientos relacionados que no son flujo de caja, además del flujo de caja relacionado con las desinversiones. En el apartado de Flujo de caja se muestra una conciliación. Cashflow de Financiación y otros: Representa, en general, la variación de Deuda Financiera Neta (excluida NIIF 16) motivada por causas distintas a las actividades operativas y de inversión. En el apartado de Flujo de caja se muestra una conciliación. La Dirección utiliza estos APMs en la toma de decisiones financieras, operativas y de planificación, así como para evaluar el rendimiento del Grupo y de sus filiales. 203 La Dirección considera que estos APM proporcionan información financiera adicional que resulta útil y apropiada para evaluar el rendimiento del Grupo y de sus filiales, así como para la toma de decisiones por parte de los usuarios de la información financiera. Si hubiera APM que requieran una conciliación adicional, se mostraría la conciliación de esos APM en base al origen de la información de la siguiente forma: Concepto Significado PL Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada BCE Estado de Situación Financiera consolidado EFE Estado de Flujos de Efectivo consolidado Nota xx Referencia a la Nota de la Memoria consolidada DNO Dato no Directamente Observable en los Estados Financieros/Memoria 204 1. Resumen Ejecutivo a) Principales hitos del periodo ◾ En 2024, el Grupo batió por segundo año consecutivo su récord de crecimiento con la incorporación de 2 GW de nueva potencia, alcanzando una capacidad instalada total de 15,4 GW. ◾ Durante el ejercicio, el Grupo lanzó con éxito su nueva estrategia de rotación de activos, anunciando dos operaciones de venta de activos hidráulicos por un valor conjunto de €1.253 millones aproximadamente. La operación de venta de activos hidráulicos a Elawan (€293 millones, 175 MW) se cerró el pasado noviembre, y la operación acordada con Endesa (€960 millones, 623 MW) se consumó el 26 de febrero de 2025. ◾ El Grupo alcanzó con holgura su objetivo de EBITDA de €1.000 millones a pesar de una baja producción, gracias principalmente a precios capturados mejores de lo esperado. Destaca la fuerte mejora de precios y normalización del equilibrio entre demanda eléctrica y generación en España en la segunda mitad del año. ◾ El Grupo redujo su inversión neta gracias a cierta moderación de la inversión ordinaria, el cumplimiento de sus objetivos de monetización parcial de MacIntyre, así como a las desinversiones efectuadas durante el periodo. ◾ Destaca el mantenimiento de la calificación crediticia ‘BBB- con perspectiva Estable’ de Fitch durante el 2024 que refrenda el compromiso del Grupo con sus ratings investment grade y su gestión del balance ante máximos de inversión durante el periodo 2023-24. ◾ La deuda financiera neta se sitúa en €4.076 millones y el ratio de Deuda Financiera Neta a EBITDA en 3,63x. La deuda financiera neta asociada a activos mantenidos para la venta asciende a €821 millones, de los cuales €350 millones corresponden a los activos hidráulicos de la operación de Endesa ya ejecutada. ◾ Los ingresos del Grupo durante el ejercicio se situaron en €3.048 millones, un descenso del 14,1%. El EBITDA se situó en €1.123 millones (-12,6%). El Resultado Neto asciende a €357 millones (-31,9%). ◾ La capacidad instalada total de grupo asciende a 15.354 MW, un crecimiento de 1,8 GW netos en los últimos doce meses. ◾ La compañía incorporó aproximadamente 2 GW de nueva potencia principalmente por el desarrollo de cartera propia en países como Australia, India, Canadá, Estados Unidos, España y Croacia, así como la adquisición puntual de 297 MW eólicos del complejo eólico Green Pastures en Tejas. ◾ Otros movimientos relevantes incluyen la venta de 175 MW hidráulicos en España y de 24 MW en Hungría, así como los desmantelamientos de capacidad eólica de 74 MW en EE.UU. y de 53 MW en España, estos últimos para su repotenciación. ◾ La capacidad consolidada alcanza 13.630 MW con un incremento de 1.498 MW. La diferencia principal entre el crecimiento neto en términos consolidados frente al total corresponde a la asignación de 277 MW de MacIntyre al socio tras consumarse el acuerdo de inversión conjunta durante el ejercicio. 205 ◾ La potencia en construcción a 31 de diciembre de 2024 se sitúa en 572 MW, frente a 1.576 MW a finales del año anterior, reflejando la superación del punto álgido del reciente ciclo inversor. La capacidad en construcción corresponde a proyectos en India (Juna solar, 167 MW), Australia (Aldoga PV, 107 MW), Filipinas (Kalayaan II eólico, 101 MW), España (repotenciación del parque eólico Tahivilla 84 MW, biomasa Logrosán 50 MW) y Canadá (Forty Mile eólico, 63 MW). ◾ La producción total del grupo subió un 7,3% hasta alcanzar 26.708 GWh. La producción consolidada por su parte asciende a 23.821 GWh, un crecimiento del 11,1% (+2,4 TWh). El crecimiento responde principalmente a la contribución de la nueva capacidad puesta en funcionamiento. ◾ En cuanto a la base de activos ya existente, la extraordinaria producción hidráulica en España se ve compensada en gran medida por la peor producción internacional, particularmente en México. Así, en términos homogéneos, la producción consolidada en España crece un 7,7% acercándose a los niveles esperados (año de hidraulicidad muy alta compensada por vertidos en la primera mitad del año), mientras que desciende un 6,1% en Internacional. ◾ El precio medio capturado descendió un 20,4% a €68,7/MWh frente a €86,4/MWh en 2023. El precio medio capturado por el negocio en España descendió a €76,9/MWh (-29,5%). En Internacional, el precio medio se sitúa en €61,6/MWh, un 6,8% inferior al del año anterior (€66,1/MWh), con menores precios excepto en Chile, Australia y Resto del mundo. ◾ La compañía invirtió €1.538 millones en términos de inversión neta ordinaria, que incluye la monetización parcial del parque eólico de MacIntyre en Australia por importe aproximado de €325 millones. Las desinversiones durante el periodo aportaron recursos por importe de €314 millones. Así, el cashflow neto de inversión se situó en €1.224 millones, frente a €2.321 millones en 2023. ◾ Adicionalmente, durante el ejercicio la compañía monetizó incentivos fiscales en Estados Unidos por importe de €260 millones e invirtió en autocartera €52 millones bajo el programa de recompra de acciones anunciado en agosto de 2023 y finalizado en febrero de 2024. ◾ La deuda financiera neta se sitúa en €4.076 millones frente a €3.726 millones a cierre de 2023, lo que supone un ratio de Deuda Financiera Neta a EBITDA de 3,63x. ◾ La deuda financiera neta asociada a activos mantenidos para la venta asciende a €821 millones que compara con €373 millones a diciembre de 2023. Dicha deuda adicional está asociada a un perímetro de activos eólicos en España, activos de generación eólica y fotovoltaica en Sudáfrica, y los activos hidráulicos transferidos a Endesa (€350 millones de deuda) el día 26 de febrero de 2025. ◾ En cuanto a los principales indicadores ESG, en materia ambiental el Grupo mantiene el 100% del CAPEX alineado con la taxonomía europea de actividades sostenibles. Las emisiones de alcance 1 y 2 se han incrementado un 8%, debido fundamentalmente a mayores emisiones de alcance 1 en la planta termosolar Nevada Solar One, en EE.UU. Pese al incremento en emisiones, éstas se mantienen muy por debajo de los objetivos de descarbonización de la compañía, alineados con SBTi. Se ha incrementado el peso del consumo de electricidad renovable hasta un 99% del consumo total, lo que ha permitido reducir un 73% las emisiones de alcance 2. Respecto a los indicadores sociales, se han producido tres accidentes fatales de trabajadores de subcontratas; se ha lanzado un Plan de Choque en Prevención de Riesgos Laborales, para reforzar el sistema de gestión de seguridad y salud, aplicable a empleados propios y trabajadores de subcontratas. En materia de gobernanza, se han adaptado 7 políticas de Sostenibilidad, para adaptarlas a los requerimientos de CSRD. 206 b) Magnitudes Cuenta de Resultados Consolidada 2024 2023 Variación m€ Variación (%) Importe neto de la cifra de negocios 3.048 3.547 (499) -14,1% Resultados Bruto de Explotación (EBITDA) 1.123 1.285 (162) -12,6% Resultado antes de impuestos (BAI) 482 776 (294) -37,9% Resultado neto atribuible 357 524 (167) -31,9% c) Magnitudes de Balance 2024 2023 Variación m€ Variación (%) Patrimonio neto 6.237 6.234 3 0,0% Deuda financiera neta 4.076 3.726 350 9,4% Deuda financiera neta excluyendo NIIF 16 3.520 3.212 308 9,6% Deuda financiera neta/EBITDA 3,63x 2,90x 0,73 n.a d) Magnitudes Operativas 2024 2023 Variación m€ Variación (%) Capacidad total (MW) 15.354 13.523 1.831 13,5% Capacidad consolidada (MW) 13.630 12.131 1.499 12,4% Producción total (GWh) 26.708 24.894 1.814 7,3% Producción consolidada (GWh) 23.821 21.433 2.388 11,1% Número medio de empleados 3.244 3.099 145 4,7% 207 31-dic-24 Total Consol. Pta. Equiv Minorit. Neto Total Consol. Pta. Equiv Minorit. Neto Total Consol. Neto España 12.353 11.123 591 -273 11.440 11.766 10.146 787 -220 10.713 5% 10% 7% Eólico 9.124 7.914 582 -258 8.237 9.374 7.775 778 -205 8.348 -3% 2% -1% Hidráulico 2.509 2.509 0 0 2.509 1.744 1.744 0 0 1.744 44% 44% 44% Solar Fotovoltaica 342 322 9 0 331 298 277 9 0 286 15% 16% 16% Biomasa 378 378 0 -15 363 351 351 0 -15 335 8% 8% 8% Almacenamiento 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.a n.a n.a Internacional 14.355 12.698 690 -1.684 11.704 13.128 11.287 785 -1.754 10.318 9% 12% 13% Eólico 10.019 9.424 159 -1.519 8.064 9.766 9.168 156 -1.592 7.733 3% 3% 4% México 2.701 2.701 0 -466 2.235 3.009 3.009 0 -503 2.506 -10% -10% -11% EEUU 1.968 1.884 12 -202 1.693 1.946 1.881 4 -225 1.659 1% 0% 2% Australia 1.423 1.287 67 -183 1.171 1.327 1.205 61 -181 1.086 7% 7% 8% India 362 362 0 -46 315 398 398 0 -51 347 -9% -9% -9% Italia 230 230 0 -58 173 251 251 0 -63 188 -8% -8% -8% Canadá 497 413 0 -100 313 466 378 0 -95 284 7% 9% 10% Sudáfrica 340 340 0 -200 140 352 352 0 -207 145 -3% -3% -3% Portugal 288 288 0 -88 200 271 271 0 -83 188 6% 6% 6% Polonia 224 224 0 -56 168 222 222 0 -56 167 1% 1% 1% Costa Rica 212 212 0 -74 138 246 246 0 -86 160 -14% -14% -14% Chile 798 798 0 -27 771 846 846 0 -25 821 -6% -6% -6% Croacia 74 74 0 -18 55 74 74 0 -18 55 0% 0% 0% Hungría 31 0 15 0 15 45 0 22 0 22 -30% n.a -30% Vietnam 260 0 65 0 65 277 0 69 0 69 -6% n.a -6% Perú 611 611 0 0 611 36 36 0 0 36 n.a n.a n.a Solar Fotovoltaica 4.243 3.181 531 -141 3.571 3.268 2.025 629 -139 2.515 30% 57% 42% Chile 1.064 1.064 0 0 1.064 1.198 1.198 0 0 1.198 -11% -11% -11% Sudáfrica 201 201 0 -118 83 198 198 0 -116 81 2% 2% 2% Portugal 76 76 0 -19 57 92 44 31 -19 56 -17% 72% 1% México 636 0 318 0 318 772 0 386 0 386 -18% n.a -18% Egipto 427 0 213 0 213 424 0 212 0 212 1% n.a 1% Ucrania 112 112 0 -4 107 105 105 0 -4 101 7% 7% 7% EE.UU. 1.633 1.633 0 0 1.633 424 424 0 0 424 n.a n.a n.a Rep. Domincana 96 96 0 0 96 57 57 0 0 57 70% 70% 70% Australia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.a n.a n.a India 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.a n.a n.a Solar Termoeléctrica (EE.UU.) 92 92 0 -23 69 93 93 0 -23 70 -1% -1% -1% Almacenamiento (EE.UU.) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.a n.a n.a Total Producción 26.708 23.821 1.281 -1.957 23.144 24.894 21.433 1.572 -1.974 21.031 7,3% 11% 10% Total Eólico 19.143 17.338 741 -1.778 16.301 19.141 16.943 934 -1.796 16.081 0% 2% 1% Total otras tecnologías 7.565 6.483 540 -180 6.843 5.753 4.490 638 -178 4.950 31% 44% 38% Var % GWh FY 2024 Producción (GWh) FY 2023 Producción (GWh) e) Desglose de capacidad instalada (MW) f) Desglose de producción consolidada (GWh) 208 2. Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada a) Cifra de Negocios 2024 2023 Var. Var. (%) España 1.889 2.426 (537) (22,1%) Resto de Europa 316 279 37 13,3% América 699 708 (9) (1,3%) Australia 65 56 9 16,1% Otras zonas 79 78 1 1,3% Total Cifra de Negocios 3.048 3.547 (499) (14,1%) 2024 2023 Var. Var. (%) Eólica 1.300 1.645 (345) (21,0%) Fotovoltaica 180 150 30 20,0% Hidráulica 181 174 7 4,0% Biomasa y Termosolar 71 66 5 7,6% Otras 1.316 1.512 (196) (13,0%) Total Cifra de Negocios 3.048 3.547 (499) (14,1%) La cifra de negocios disminuyó un 14,1% situándose en €3.408 millones principalmente por la caída de los precios de la electricidad, particularmente en España. España La cifra de negocios en España se situó en €1.889 millones, una reducción del 22,1% principalmente por la reducción del precio capturado y a pesar de la mejor producción, que en términos consolidados sube casi 1 TWh hasta alcanzar 11.123 GWh (+9,6%). El EBITDA cae a €506 millones (-31,3%) principalmente por la normalización de precios en el mercado español que la compañía ha atenuado con las coberturas de precio. La capacidad instalada consolidada en España se sitúa a 31 de diciembre de 2024 en 5.718 MW frente a 5.839 MW en 2023, disminuyendo en 121 MW principalmente por la venta de 175 MW hidráulicos, así como el desmantelamiento de capacidad eólica de 53 MW para su repotenciación en el parque de Tahivilla en Cádiz. La producción consolidada aumentó un 9,6% durante el año 2024 situándose en 11,123 GWh, por la extraordinaria producción hidráulica. Así, en términos homogéneos, la producción consolidada en España crece un 7,7% acercándose a niveles esperados (año de hidraulicidad muy alta compensada por vertidos de producción en la primera mitad del año). El precio medio capturado por el negocio en España desciende a €76,9/MWh (-29,5%) mientras que el precio medio del mercado mayorista cayó de €87,1/MWh a €63,0/MWh (-27,6%). ◾ Las ventas de energía en el mercado alcanzaron un precio medio de €61,9/MWh. ◾ Las coberturas de precio mediante derivados financieros y contratos a largo plazo aportaron €9,5/MWh. ◾ Así, el precio medio de mercado capturado teniendo en cuenta las coberturas se situó en €71,3/MWh. ◾ Los ingresos regulatorios aportaron €2,7/MWh (€29 millones comparado con €11 millones en 2023). ◾ El ajuste neto de bandas regulatorias suma €2,9/MWh (€32 millones). De acuerdo con los criterios contables adoptados por la CNMV, el Gru`p reconoce en sus ingresos el ajuste por desviaciones en el 209 precio de mercado - el mecanismo de bandas regulatorias - en aquellas instalaciones tipo reguladas con Valor Neto del Activo regulatorio positivo y para las que la Compañía estima, a 31 de diciembre de 2024, que puedan ser requeridos ingresos regulatorios en el futuro para alcanzar la rentabilidad regulada del 7,39%. El ajuste neto en 2024 incluye la re stitución no recurrente de pasivos por importe aproximado de €60 millones correspondientes a dos añadas eólicas (IT) adicionales que, dada la menor expectativa de precios de mercado a futuro, pasan a contabilización regulatoria (mecanismo de bandas); dicho impacto negativo se ha ido compensando durante el ejercicio principalmente por el registro de ajuste de bandas positivo en las producciones correspondientes a estas añadas, siendo el resultado neto su ajuste una contribución positiva de €7 millones aproximadamente. Internacional La cifra de negocios del perímetro internacional ha sido de €1.159 millones, un 3,4% superior a la del ejercicio pasado gracias al crecimiento de la producción en un 12,5% (12.698 GWh) que excede el efecto de un precio medio más moderado en 2024 de €61,6/MWh, frente a €66,1/MWh en el ejercicio anterior. ◾ La capacidad instalada Internacional a 31 de diciembre de 2024 se situó en 9.635 MW. La compañía incorporó 2 GW de nueva potencia principalmente por el desarrollo de cartera propia en países como Australia, India, Canadá, Estados Unidos, España y Croacia, así como la adquisición puntual de 297 MW eólicos del complejo eólico Green Pastures en Tejas. Como parte de la operación Green Pastures, la compañía adquirió un 15% en otro parque eólico de 150 MW (Briscoe) en la misma región que se incorporan a la cifra de capacidad instalada total. Asimismo, se han vendido 24 MW en Hungría y se han desmantelado 74 MW en EE.UU., de los cuales 71 MW corresponden a un parque en el que ACCIONA Energía tenía una participación minoritaria (25%). ◾ La producción consolidada creció un 12,5% hasta alcanzar 12.698 GWh, gracias a la producción de nuevos activos, pero con un recurso eólico especialmente escaso en mercados importantes para la compañía como son México y Australia, y en menor medida, Norteamérica. ◾ El precio medio se sitúa en €61,6/MWh, un 6,8% inferior al del año anterior (€66,1/MWh). Los precios capturados descienden principalmente en USA & Canadá por menores precios mayoristas en la energía eólica, y porque en el año 2023 la energía en pruebas de la nueva capacidad solar capturó temporalmente precios de mercado muy altos antes de que entraran en vigor los PPAs. ◾ En México, el precio medio cae ligeramente por la regularización del término de potencia positivo el año anterior, mientras que en Chile se produce una fuerte recuperación del ingreso unitario gracias en parte al reconocimiento de mayores ingresos derivados de los mecanismos de protección tarifaria PEC de periodos anteriores por actualización de tarifas, no recurrente. ◾ En el resto de América, el precio medio cae principalmente por el efecto de la entrada en operación de un año completo del parque eólico peruano de San Juan de Marcona, con una producción elevada relativa respecto a los activos existentes en Costa Rica y República Dominicana, y que entra a un precio menor. ◾ En Resto de Europa, el precio medio desciende reflejando el fin del régimen de tarifa regulado de la central fotovoltaica de Moura, así como precios mayoristas más moderados. 210 b) Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) 2024 2023 Var. Var. (%) España 504 736 (232) (31,5%) Resto de Europa 91 101 (10) (9,9%) América 396 375 21 5,6% Australia 67 10 57 570,0% Otras zonas 65 63 2 3,2% Total EBITDA 1.123 1.285 (162) (12,6%) 2024 2023 Var. Var. (%) Eólica 684 943 (259) (27,5%) Fotovoltaica 183 149 34 22,8% Hidráulica 214 149 65 43,6% Biomasa y Termosolar 25 23 2 8,7% Otras 17 21 (4) (19,0%) Total EBITDA 1.123 1.285 (162) (12,6%) El EBITDA del Grupo durante 2024 se sitúa en €1.123 millones, un 12,6% inferior al del ejercicio 2023 principalmente por la caída del EBITDA en España relacionado con la disminución de la cifra de negocios de generación de energía comentada anteriormente. El EBITDA del negocio Internacional sube un 12,8% alcanzando €619 millones. c) Resultado de Explotación (EBIT) El Resultado de Explotación (EBIT) se situó en €699 millones, frente a los €916 millones en 2023. En la cuenta de pérdidas y ganancias, el epígrafe de Resultado por deterioro de activos aporta un resultado neto positivo de €134 millones, que responden principalmente a la reversión de deterioros correspondientes a las dos operaciones de venta de activos hidráulicos españoles por un importe conjunto de €154 millones, a una reversión de deterioro en Ucrania por importe de €16 millones, todo ello neto del deterioro de €32 millones por el inicio del desmantelamiento del parque eólico de Tahivilla en España, que va a ser objeto de repotenciación. A efectos comparativos, cabe mencionar que en 2023 la cuenta de pérdidas y ganancias recogía, en el epígrafe de Otras Ganancias o Pérdidas, el resultado positivo de €132 millones reflejando principalmente plusvalías por la toma de control de la operadora de parques eólicos española Renomar así como la de la planta fotovoltaica portuguesa de Moura. 211 d) Resultado Antes de Impuestos (BAI) 2024 2023 Var. Var. (%) España 629 806 (177) (22,0%) Resto de Europa 45 33 12 36,4% América (169) (24) (145) 604,2% Australia (37) (60) 23 (38,3%) Otras zonas 14 21 (7) (33,3%) Total BAI 482 776 (294) (37,9%) 2024 2022 Var. Var. (%) Eólica 76 614 (538) (87,6%) Fotovoltaica 73 38 35 92,1% Hidráulica 341 127 214 168,5% Biomasa y Termosolar 19 12 7 58,3% Otras (27) (15) (12) 80,0% Total BAI 482 776 (294) (37,9%) El Resultado antes de Impuestos (BAI) fue de €482 millones reflejando la caída en EBITDA y EBIT, y el gasto financiero neto de ingresos financieros que incrementa en €35 millones situándose en €189 millones por mayor deuda financiera neta media y el mayor coste de financiación medio por mayor peso de la financiación en dólar americano y australiano, reflejando la fuerte inversión en dichos mercados. Las diferencias de cambio tienen una pérdida neta de €25 millones, frente a una ganancia de €5 millones el año anterior, reflejando la devaluación del peso mexicano y el peso chileno frente al dólar americano en el ejercicio. e) Resultado Neto Atribuible (Resultado atribuible a la sociedad dominante) El Resultado Neto Atribuible (Resultado atribuible a la Sociedad Dominante) se situó en €357 millones. Las conciliaciones de los epígrafes de EBITDA, EBIT y BAI se encuentran detallados en la nota de Información por segmentos (Nota 26). 3. Estado de Situación Financiera Consolidado, Cashflow, e Inversión: a) Patrimonio Atribuible El patrimonio atribuible de ACCIONA a 31 de diciembre de 2024 es de 5.843 millones, frente a 5.850 millones a 31 de diciembre de 2023. 212 b) Deuda Financiera Neta 2024 2023 Var.€m Var. (%) Deuda de proyecto 356 547 (191) -34,9% Deuda corporativa 3.806 3.556 250 7,0% Deuda financiera excluyendo NIIF 16 (Nota 17) 4.162 4.103 59 1,4% Efectivo + Activos Financieros Corrientes (Nota 15) (642) (891) 249 (27,9%) Deuda financiera neta ex. NIIF 16 3.520 3.212 308 9,6% Obligaciones de arrendamiento (Nota 5) 556 514 42 8,2% Deuda financiera neta 4.076 3.726 350 9,4% Origen de la información 2024 2023 Var.€m Var. (%) Deuda con entidades de crédito sin recurso No corriente (Nota 17) 136 303 (167) (55,1%) Deuda con entidades de crédito sin recurso Corriente (Nota 17) 49 70 (21) (30,0%) Obligaciones y bonos filiales mexicanas (Nota 17) 171 174 (3) (1,7%) Deuda de proyecto 356 547 (191) (34,9%) La conciliación de la Deuda Financiera Neta a través de los epígrafes del Estado de Situación Financiera Consolidado se detalla en la nota 15.g. c) Flujo de caja 2024 2023 Var.€m Var. (%) Cashflow operativo 807 709 98 13,8% Cashflow neto de inversión (1.224) (2.321) 1.097 (47,3%) Cashflow de financiación y otros 109 17 92 541,2% Variación en deuda financiera ex NIIF.16 neta + Reduc / -Incrm. (308) (1.595) 1.287 -80,7% La deuda financiera neta a 31 de diciembre de 2024 se situó en €4.076 millones (incluyendo €556 millones de pasivo por la NIIF16), lo que supone un incremento de €350 millones respecto a diciembre de 2023, debido a los siguientes factores: - Cash flow Operativo, por un importe de €807 millones. - Cash flow Neto de Inversión, por importe de -€1.224 millones, de los cuales -€1.434 millones es inversión bruta ordinaria. El cash flow neto de inversión refleja también -€104 millones de diferimiento neto de flujos de inversión y +€314 millones de recursos aportados por las desinversiones durante el periodo. - Cash flow de Financiación y otros, se sitúa en €109 millones, incluye el pago del dividendo anual en junio por importe de €158 millones, la reclasificación de €448 millones de deuda financiera neta 213 asociada a activos mantenidos para la venta, así como €-52m de inversión dentro del ya finalizado programa de recompra de acciones propias. La conciliación de los anteriores APM se muestra a continuación: Origen 2024 2023 Var.€m Var. (%) EBITDA APM 1.123 1.285 (162) (12,6%) Ingresos y gastos financieros corrientes EFE (247) (152) (95) 62,5% Variación de existencias EFE (10) 6 (16) (266,7%) Variación en activo/pasivo corrientes EFE 213 (413) 626 (151,6%) Resultado de sociedades por el método de la participación EFE 10 (81) 91 (112,3%) Otros resultados que no generan movimientos de fondos EFE (75) (75) Dividendos recibidos de entidades asociadas y de otras inversiones financieras no corriente EFE 45 16 29 181,3% Cobros/pagos por Impueso de Sociedades EFE (211) (282) 71 (25,2%) Variación activo/pasivo no corriente operativo EFE (56) 44 (100) (227,3%) Resultado venta rotación activos Nota 24 (84) (84) n.a. Aportaciones netas TEI Nota 20 260 152 108 71,1% Cobros de subvenciones Nota 20 26 26 n.a. Activación de gastos financieros Nota 27 108 66 42 63,6% Otros flujos de explotación DNO (295) 143 (438) (306,3%) Cashflow operativo 807 709 98 13,8% Origen 2024 2023 Var.€m Var. (%) Inversión bruta ordinaria APM (1.434) (2.218) 784 (35,3%) Variación "Proveedores de inmovilizado" Nota 20 (58) (47) (11) 23,4% Enajenación de empresas del Grupo y asociadas EFE 266 266 n.a. Otros flujos de inversión DNO 2 (56) 58 (103,6%) Cashflow neto de inversión (1.224) (2.321) 1.097 -47,3% Origen 2024 2023 Var.€m Var. (%) Pago de dividendos EFE (158) (230) 72 (31,3%) Pago arrendamientos EFE (13) (14) 1 (7,1%) Pago de dividendos a socios externos EFE (30) (56) 26 (46,4%) Traspaso Deuda financiera excluyendo NIIF 16 a mantenido venta Nota 17 477 362 115 31,8% Traspaso Efectivo y Activos financieros corrientes a mantenido venta Nota 22 (31) (31) n.a. Autocartera Nota 15 (52) (65) 13 (20,0%) Variación de derivados en deuda financiera Nota 17 (16) (1) (15) 1500,0% Otros flujos de financiación DNO (68) 21 (89) (423,8%) Cashflow de financiación y otros 109 17 92 541,2% 214 d) Inversiones 2024 2023 Var.€m Var. (%) España 250 283 (33) (11,7%) América 673 1.199 (526) (43,9%) Australia 207 629 (422) (67,1%) Resto de Europa 51 98 (47) (48,0%) Otras zonas 253 9 244 2711,1% Inversión bruta ordinaria 1.434 2.218 (784) (35,3%) La inversión bruta ordinaria ascendió a €1.434 millones, principalmente correspondiente a la inversión en proyectos en Australia (Aldoga), Canadá (Forty Mile), India (Juna), España (Logrosán y la repotenciación de Tahivilla), República Dominicana (Cotoperí), así como la inversión directa en desarrollo y en el resto de los negocios energéticos del Grupo. Incluye además la adquisición de Green Pastures en Estados Unidos. La reconciliación de la Inversión Bruta ordinaria se muestra a continuación: Origen 2024 2023 Var.€m Var. (%) Variación Epígrafe de: Altas de Inmovilizado Material (Coste) Nota 4 (1.661) (1.939) 278 (14,3%) Altas de Otros activos Intangibles (Coste) Nota 7 (30) (30) Adquisición de empresas (Efectivo entregado) Nota 2.3.g (141) 141 (100,0%) Otros flujos de inversión DNO 257 (108) 365 (338,0%) Inversión Bruta ordinaria (1.434) (2.218) 784 -35,3% 215 4. Hechos relevantes del periodo ◾ 2 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 26 de diciembre de 2023 y el 01 de enero de 2024. - ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 26 de diciembre de 2023 y el 1 de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 9 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 2 de enero de 2024 y el 8 de enero de 2024 - ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 2 de enero de 2024 y el 8 de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 16 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 9 de enero de 2024 y el 15 de enero de 2024 - ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 9 de enero de 2024 y el 15 de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 23 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 16 de enero de 2024 y el 22 de enero de 2024 - ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 16 de enero de 2024 y el 22 de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 29 de enero de 2024: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez comprendidas entre el 28/10/2023 y el 28/01/2024, ambos inclusive. - Se detallan las operaciones correspondientes al noveno trimestre de vigencia del citado contrato (desde el 28 de octubre de 2023 hasta el 28 de enero de 2024, ambos inclusive) ◾ 30 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 23 de enero de 2024 y el 29 de enero de 2024 - Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante el período transcurrido entre el 23 de enero de 2024 y el 29 de enero de 2024, ambos inclusive. 216 ◾ 6 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 30 de enero de 2024 y el 5 de febrero de 2024 - Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante el período transcurrido entre el 30 de enero de 2024 y el 5 de febrero de 2024, ambos inclusive. ◾ 13 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 6 de febrero de 2024 y el 12 de febrero de 2024 - Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante el período transcurrido entre el 6 de febrero de 2024 y el 12 de febrero de 2024, ambos inclusive. ◾ 20 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 13 de febrero de 2024 y el 19 de febrero de 2024 - Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante el período transcurrido entre el 13 de febrero de 2024 y el 19 de febrero de 2024, ambos inclusive. ◾ 27 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 20 de febrero de 2024 y el 26 de febrero de 2024 - ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 20 de febrero de 2024 y el 26 de febrero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 27 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de la finalización de su Programa de Recompra de acciones propias y la reactivación del contrato de liquidez - Acciona Energía informa de que, tras la última de las adquisiciones referidas a continuación, se ha alcanzado el número máximo de acciones a adquirir bajo el Programa de Recompra, esto es, 4.938.759 acciones, representativas del 1,5%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad. Como se notificó con ocasión del inicio del Programa de Recompra, la finalidad de este es, junto con otra, la de reducir el capital social de Acciona Energía mediante la amortización de 4.488.759 acciones, representativas del 1,36% del capital social de la Sociedad adquiridas en el marco del Programa de Recompra. Está previsto que dicha Reducción de Capital sea aprobada por la próxima Junta General ordinaria de accionistas de Acciona Energía. Como consecuencia de lo anterior, el Programa de Recompra ha finalizado de acuerdo con los términos establecidos cuando fue anunciado. ◾ 1 de marzo de 2024: ACCIONA Energía informa de las personas con responsabilidad de dirección integrantes del equipo de dirección 217 - ACCIONA Energía informa de las personas que ostentan cargos con responsabilidades de dirección a efectos de lo previsto en el artículo 3.1.(25)(b) del Reglamento (UE) nº596/2014 sobre abuso de mercado: Dª. Ana Benita Aramendia, Dª. Arantza Ezpeleta Puras, D. David Liste Alba, Dª. Elvira López Prados, D. Joaquín Ancín Viguiristi, D. José Entrecanales Carrión, D. Juan Otazu Aguerri, Dª. Marta Simón Benito, D. Rafael Esteban Fernández de Córdoba, D. Raimundo Fernández-Cuesta Laborde, D. Santiago Gómez Ramos, Dª. Yolanda Herrán Azanza. ◾ 25 de abril de 2024: ACCIONA Energía remite anuncio de Convocatoria y propuestas de acuerdos a la Junta General Ordinaria de Accionistas - El Consejo de Administración de ACCIONA Energía ha convocado Junta General Ordinaria de Accionistas para el próximo día 6 de junio de 2024 a las 12:00 hrs. y 7 de junio de 2024 en segunda convocatoria, a la misma hora (siendo previsible que se celebre en primera convocatoria). Se adjunta texto íntegro de la convocatoria que será publicada asimismo en el diario EL PAÍS y en la página web de la sociedad, www.acciona-energia.com. Se remiten asimismo las propuestas de acuerdos que el Consejo de Administración de ACCIONA Energía somete a la consideración de la Junta General de Accionistas en relación con todos los puntos del orden del día y que, junto con la restante documentación relacionada con la Junta General, estarán a disposición de los accionistas en el domicilio social y página web de la sociedad www.acciona- energia.com en los términos previstos en el anuncio de convocatoria. ◾ 30 de abril de 2024: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez comprendidas entre el 29/01/24 y el 29/04/24, ambos inclusive. - Se detallan las operaciones correspondientes al noveno trimestre de vigencia del citado contrato (desde el 29 de enero de 2024 hasta el 29 de abril de 2024, ambos inclusive) ◾ 30 de abril de 2024: ACCIONA Energía remite fe de erratas en relación al anuncio de Convocatoria de la Junta General Ordinaria de Accionistas 2024 - ACCIONA Energía remite un documento de fe de erratas que se elabora a los efectos de hacer constar que en el anuncio de convocatoria de la Junta General Ordinaria de Accionistas de CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. (la “Sociedad”) publicado el 25 de abril de 2024 en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) y página web de la Sociedad, y en el diario EL PAÍS el día 26 de abril de 2024, se omitió por error e involuntariamente, alguna de las referencias previstas por los artículos 272 y 287 de la Ley de Sociedades de Capital y cuyo contenido figuran en los dos últimos párrafos del apartado 9 del anuncio “Documentación a disposición del accionista”. ◾ 6 de junio de 2024: Renuncia de Consejera de la Sociedad 218 - ACCIONA Energía informa de que, en el día de hoy Dª Karen Christiana Figueres Olsen ha presentado su renuncia como Consejera Independiente, por razones personales, mediante carta dirigida al Consejo de Administración. La Sra. Figueres Olsen era también miembro de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones. ◾ 6 de junio de 2024: ACCIONA Energia informa de los acuerdos adoptados y el resultado de las votaciones en la Junta General Ordinaria de Accionistas - En la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada en el día de hoy, en primera convocatoria, con asistencia del 94,1% del capital social (incluida autocartera), se han aprobado con el voto favorable de al menos el 90,03% del capital con derecho a voto concurrente a la Junta, todas y cada una de las propuestas de acuerdo sometidas a votación en los términos previstos en la documentación puesta a disposición de los accionistas que resultan coincidentes con las propuestas de acuerdos que fueron comunicadas a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) el pasado 25 de abril de 2024, con número de registro 28245. ◾ 11 de junio de 2024: ACCIONA Energia informa de las fechas e importe exacto de la distribución del dividendo aprobado por la Junta General Ordinaria de accionistas - La Sociedad informa que la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 6 de junio de 2024, aprobó el abono de un dividendo correspondiente al ejercicio 2023, pagadero el 20 de junio de 2024, a través de las entidades participantes en la Sociedad de Gestión de los Sistemas de Registro Compensación y Liquidación de Valores, S.A. (Sociedad Unipersonal) (IBERCLEAR). - Las fechas relevantes para el reparto del dividendo son las siguientes: Last trading date: 17 de junio de 2024. ExDate: 18 de junio de 2024. Record Date: 19 de junio de 2024. Fecha de pago: 20 de junio de 2024. - Asimismo, se informa que el importe bruto del dividendo de 0,48 € por acción aprobado por la Junta General de Accionistas, se ha visto ligeramente incrementado hasta la cifra de 0,48719184 euros por acción, debido al ajuste realizado por la autocartera directa. De esa cantidad se deducirá, en su caso, la retención a cuenta de impuestos a pagar que proceda. ◾ 13 de junio de 2024: Acciona Energia informa de la reafirmación del rating concedido por la agencia de calificación Fitch Ratings - La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings ha reafirmado en el día de hoy el rating a largo plazo de Acciona Energía, así como la calificación de los instrumentos de deuda emitidos, en “BBB-”. El rating a largo plazo tiene perspectiva “Estable”. ◾ 21 de junio de 2024: ACCIONA Energía informa de la ejecución de la reducción de capital social mediante la amortización de acciones propias acordada por la Junta General de Accionistas 219 - La Sociedad, conforme al acuerdo adoptado por la Junta General de Accionistas celebrada el pasado 6 de junio de 2024, (OIR con número de registro 29055), ha procedido a ejecutar, con efectos en el 21 de junio, el acuerdo de reducción de capital en 4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759 acciones propias de un (1) euro de valor nominal cada una, adquiridas al amparo del Programa de Recompra de Acciones Reglamento (UE) nº 596/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 16 de abril de 2014, sobre abuso de mercado y del Reglamento Delegado (UE) 2016/1052 de la Comisión, de 8 de marzo de 2016, y cuya finalidad era la de reducir capital mediante la amortización de acciones propias y en menor medida, cumplir las obligaciones que puedan derivarse de los Programas de Entrega de Acciones a consejeros ejecutivos, directivos y empleados del Grupo (IP con número de registro 1965. OIR 26833). ◾ 2 de julio de 2024: Acciona Energía informa de la inscripción de la escritura de reducción de capital social mediante amortización de acciones propias - Como continuación de las comunicaciones de Otra Información Relevante (OIR con números de registro 29055 y 29259), se informa que con fecha 27 de junio de 2024 se ha inscrito en el Registro Mercantil de Madrid, sin modificación alguna, la escritura pública de Reducción de Capital Social y consecuente modificación estatutaria, en la cuantía de 4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759 acciones propias de un (1) euro de valor nominal cada una. Como resultado de la Reducción de Capital, la cifra del Capital Social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. queda fijada 324.761.830€ euros, dividido en igual número de acciones de un euro de valor nominal cada una. Todas las acciones pertenecen a la misma clase y tienen los mismos derechos. ◾ 26 julio 2024: ACCIONA Energía informa de la rebaja de la calificación crediticia de la Compañía por parte de DBRS - La agencia de calificación crediticia DBRS Ratings GmbH (DBRS Morningstar) ha anunciado hoy la rebaja del rating de ACCIONA Energía de ‘BBB (high)’ a ‘BBB’ y el rating a corto plazo de ‘R-2 (high) a ‘R-2 (middle)’ ambos con perspectiva estable. Dichos ratings se sitúan dentro de la categoría de Investment Grade. ◾ 12 de noviembre 2024: ACCIONA Energía informa del cierre de la operación para la venta de instalaciones hidráulicas en España - ACCIONA Energía ha anunciado hoy el cierre de la venta de 175MW hidroeléctricos en España a Elawan Energy, filial de ORIX Corporation, tras cumplir con la condición en materia de inversión extranjera a la que estaba sujeta la operación. ACCIONA Energía ha recibido €293 millones de euros por la venta, generando una plusvalía de €180 millones. Los 175MW objeto de la transacción se corresponden con el 100% del grupo Acciona Saltos de Agua, S.L. (ASA), formado por 23 centrales hidroeléctricas de embalse (77% de la capacidad) y fluyentes (23% de la capacidad) de tamaño pequeño y medio, situadas en Aragón, Cantabria y Cataluña. Los proyectos tienen acuerdos de concesión a largo plazo con una vida media restante de 23 años. Esta operación forma parte de la estrategia de rotación de activos de la compañía y pone de relieve su valor en el mercado. ◾ 10 de diciembre 2024: ACCIONA Energía informa de las personas con responsabilidad de dirección integrantes del equipo de dirección 220 - ACCIONA Energía informa de las personas que ostentan cargos con responsabilidades de dirección a efectos de lo previsto en el artículo 3.1.(25)(b) del Reglamento (UE) nº596/2014 sobre abuso de mercado: Dª. Ana Benita Aramendia Dª. Arantza Ezpeleta Puras Dª. Elvira López Prados D. Joaquín Ancín Viguiristi D. José Entrecanales Carrión D. Juan Otazu Aguerri Dª. Marta Simón Benito D. Rafael Esteban Fernández de Córdoba D. Raimundo Fernández-Cuesta Laborde D. Santiago Gómez Ramos Dª. Yolanda Herrán Azanza Esta comunicación sustituye y deja sin efecto la relación de personas incluida en la última comunicación de fecha 1 de marzo de 2024 (OIR 27222). ◾ 30 de diciembre 2024: ACCIONA Energía informa de la reafirmación del rating concedido por la agencia de calificación Fitch Ratings - La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings ha reafirmado en el día de hoy el rating a largo plazo de ACCIONA Energía, así como la calificación de los instrumentos de deuda emitidos, en “BBB-”. El rating a largo plazo tiene perspectiva “Estable”. 5. Capital Social A 31 de diciembre de 2024 el capital social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. ascendía a 324.761.830 euros, representado por 324.761.830 acciones ordinarias de 1 euro de valor nominal cada una. El Grupo mantiene a 31 de diciembre de 2024 un total de 3642.162 acciones propias en autocartera, representativas del 0,112% del Capital Social. El movimiento de las acciones propias durante el presente ejercicio es el siguiente: 221 2024 2023 Número de acciones Coste (millones de euros) Número de acciones Coste (millones de euros) Saldo inicial 2.642.747 69 130.951 4 Altas 5.504.324 111 3.057.275 100 Bajas (5.520.340) (112) (3.058.344) (100) Movimientos contrato de liquidez (16.016) (1) (1.069) -- Reducción de capital (4.488.759) (106) -- -- Altas 2.426.070 56 2.512.865 65 Bajas (199.880) (9) Resto de movimientos 2.226.190 47 2.512.865 65 Saldo final 364.162 9 2.642.747 69 6. Dividendo El 6 de junio de 2024 la Junta General de Accionistas aprobó el abono de un dividendo correspondiente al ejercicio 2023, pagadero el 20 de junio de 2024 de €0,48 por acción por un importe total de €158 millones. El 26 de febrero de 2025 el Consejo de Administración de ACCIONA Energía propuso la distribución de un dividendo de €143 millones (€0,44 por acción) con cargo a los resultados del ejercicio 2024. 7. Datos y evolución bursátil a) Evolución bursátil b) Principales datos bursátiles Precio 31 diciembre 2024 (€/acción) 17,80 Precio 29 diciembre 2023 (€/acción) 28,08 Precio mínimo FY24 (30/12/2024) 17,72 Precio máximo FY24 (02/01/2024) 27,18 Volumen medio diario (acciones) 541.142 Volumen medio diario (€) 10.493.009 Número de acciones 324.761.830 Capitalización bursátil 31 diciembre 2024 (millones de €) 5.781,0 222 Parte II- Principales riesgos e incertidumbres del ejercicio El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, por su diversificación geográfica y de negocio, está expuesto a determinados riesgos financieros que son gestionados adecuadamente mediante un Sistema de Gestión de Riesgos. Este sistema está diseñado para identificar eventos potenciales que puedan afectar a la organización, gestionar sus riesgos mediante el establecimiento de unos sistemas de tratamiento y control interno que permitan mantener la probabilidad e impacto de ocurrencia de dichos eventos dentro de los niveles de tolerancia establecidos y proporcionar una seguridad razonable sobre la consecución de los objetivos estratégicos empresariales. La presente política tiene como objetivo integrar la gestión de riesgos dentro de la estrategia del Grupo y establecer el marco y principios del Sistema de Gestión de Riesgos. Esta política contempla todos los riesgos asociados a las actividades desarrolladas por las líneas de negocio del Grupo en todas las áreas geográficas en las que desarrolla su actividad. a) Riesgos regulatorios Una parte significativa de la actividad de generación eléctrica del Grupo en España se encuentra sujeta al marco regulatorio inicialmente establecido por el RDL9/2013 y la nueva metodología retributiva quedó establecida en el Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. El modelo retributivo establecido trata de proporcionar unos ingresos predecibles para las plantas acogidas al mismo y mitiga la exposición de las mismas a las variaciones de los precios de mercado mediante la revisión de este parámetro retributivo cada 3 años (semiperíodo regulatorio). Asimismo, la regulación prevé la posible revisión de los parámetros que determinan la retribución futura de las plantas cada 6 años (período regulatorio), cuya modificación podría afectar a los resultados de las operaciones sujetas a dicha regulación. El Real Decreto-ley 17/2019 fija y hace extensible la retribución razonable del primer periodo regulatorio para los dos siguientes (hasta 2032). La fijación de esta rentabilidad objetivo (7,398%) a largo plazo eliminó gran parte de las incertidumbres asociadas a la revisión del resto de parámetros retributivos, ya que garantiza el retorno para las instalaciones existentes. Tras las modificaciones regulatorias ocurridas a lo largo el ejercicio 2023, principalmente el RDL 5/2023 de 28 de junio y la orden TED/741/2023 de 30 de junio (ver Anexo V) se preveía que en una parte significativa de los activos renovables del Grupo ya no percibirán una retribución adicional al precio de mercado, quedando por tanto expuestos a las variaciones de precio del mercado eléctrico en el semiperiodo regulatorio 2023-2025. Por último, el 31 de mayo de 2024 se ha publicado la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta orden cambia la metodología retributiva para las instalaciones de biomasa con efectos desde 1 de julio de 2024 a través de la actualización de las retribuciones a la operación de forma trimestral y al inicio de cada trimestre e incorporando en su cálculo las oscilaciones de precios de mercado que se estiman para el periodo de referencia. Igualmente, fija la retribución a la inversión hasta el final de la vida regulatoria de la respectiva instalación, que ya sólo se verá actualizada al final de este semiperiodo y por el ajuste por desviaciones de precio obtenidos durante el año 2023 y establece un mecanismo de compensación temporal para el ajuste por desviaciones de precios acaecido durante el primer semestre de 2024. 223 El efecto de este cambio normativo en las instalaciones de biomasa del Grupo ha consistido en una anticipación de los efectos de caja de los mecanismos regulatorios, derivados del régimen transitorio de compensación comentado en el párrafo anterior y, en menor medida, de la anticipación en las actualizaciones de la retribución a la operación que en todo caso captura mejor la evolución del coste de los suministros y evita un problema de solvencia en escenarios de precio deprimidos. De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 19% se encuentra sujeta a retribución regulada (20% de la producción del ejercicio 2023), un 61% se encuentra cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (59% de la producción del ejercicio 2023) y el resto se retribuye a precio de mercado. El Grupo trata de reducir la exposición al riesgo de mercado a través de contratos privados de compra/venta de energía (PPA) que permiten establecer durante un periodo acordado el precio de venta futuro con terceros y minorar así la exposición a posibles cambios de tarifa en el mercado. De forma global, en lo que se refiere al riesgo de precio en los mercados eléctricos del resto de los países en los que el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables opera, aproximadamente un 52% de su producción está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o hedge) (51% en el ejercicio 2023), un 14% bajo una regulación o estructuras de feed in tariff (17% en el ejercicio 2023) y el resto, a través de la venta libre en mercado. La práctica totalidad de los contratos PPA firmados por el Grupo son contratos que se liquidan mediante entrega física de energía y se formalizaron o se mantienen con el objetivo de recibir o entregar energía, de acuerdo con las compras, ventas o requerimientos de utilización en base a la estrategia del Grupo, por lo que no son objeto de registro (véase nota 3.2.G). Aquellos PPA que no se liquidan mediante entrega física (hedge) son valorados por el Grupo a valor razonable con cambios a través de la cuenta de resultados o de patrimonio neto, en caso de aplicarse criterios de cobertura (véase nota 19). b) Riesgos financieros Para gestionar el riesgo financiero relativo a las operaciones del Grupo se analiza la exposición, el grado y la magnitud del riesgo de mercado, (que incluye riesgo de tipo de interés, de divisa y de precio), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. El Grupo busca minimizar los efectos de esos riesgos mediante el uso de instrumentos financieros derivados; este uso se rige por las políticas de gestión de riesgos del Grupo aprobadas por el Consejo de Administración. En estas políticas de gestión de riesgos quedan enmarcados los principios sobre riesgo de tipo de cambio, riesgo de tipo de interés, aprovisionamientos, riesgo de crédito, uso de los instrumentos financieros derivados y no derivados, y políticas de inversión de excedentes. Riesgo de tipos de interés - Las variaciones de los tipos de interés modifican los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable. Este riesgo de variación de tipo de interés es especialmente significativo en lo relativo a la financiación de proyectos de construcción de parques eólicos y otras instalaciones de generación de energías renovables donde la rentabilidad de los proyectos puede verse afectada por las posibles variaciones del tipo de interés (véase nota 17). Este riesgo se mitiga realizando operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados (fundamentalmente operaciones de permuta de tipo de interés, Interest Rate Swaps, IRS, véase nota 19). En función de las estimaciones de la Dirección Financiera respecto de la evolución de los tipos de interés y los requerimientos de cobertura de la financiación asociada a cada proyecto, se realizan las operaciones de cobertura adecuadas que mitiguen estos riesgos y permitan alcanzar la rentabilidad esperada. El grado de 224 cobertura sobre la deuda que se alcanza en cada proyecto depende del tipo de proyecto en cuestión y del país donde se realiza la inversión. El tipo de interés de referencia de la deuda contratada por las sociedades del Grupo Acciona es fundamentalmente el Euribor para operaciones en euros, el Term SOFR o SOFR para operaciones en dólares americanos y el BBSY para operaciones en dólares australianos. En el caso de proyectos en Latinoamérica, la deuda contratada está referenciada a los índices habituales en la práctica bancaria local, o al Term SOFR o SOFR si los proyectos en cuestión se financian en dólares americanos. Como regla general cada proyecto se financia en la divisa en la que se generarán los flujos del activo (cobertura natural del riesgo de tipo de cambio). Riesgo de divisas- Debido a la fuerte internacionalización de sus negocios, el Grupo está expuesto al riesgo por tipo de cambio por operaciones con divisas de los países en los que invierte y opera. La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico-Financiera y de Sostenibilidad del Grupo empleando criterios de cobertura no especulativos. Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones: - Deuda denominada en divisa extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas, y por la financiera del Grupo. - Pagos a realizar en divisa extranjera por adquisición de aprovisionamientos o pago de bienes y servicios. - Cobros realizados en divisa extranjera. - Inversiones realizadas en sociedades extranjeras. En la medida de lo posible se emplean coberturas naturales, contratando la financiación en la misma divisa en la que el activo está nominado (cobertura natural). Cuando esto no es posible, el Grupo contrata derivados sobre divisa (fundamentalmente seguros de cambio) para cubrir operaciones que implican flujos de efectivo futuros, de acuerdo con los límites de riesgo asumibles. Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro, están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. Para mitigar este impacto, durante este ejercicio se han comenzado a implementar coberturas de inversión neta en el extranjero denominadas en dólares estadounidenses (Cross-Currency-Swap). Riesgo de crédito- El riesgo de crédito consiste en la probabilidad de que la contrapartida de un contrato incumpla sus obligaciones, ocasionando una pérdida económica para el Grupo. El Grupo ha adoptado la política de negociar exclusivamente con terceras partes solventes y obteniendo suficientes garantías, para mitigar el riesgo de pérdidas financieras en caso de incumplimiento. El Grupo sólo contrata con entidades que se encuentran en el mismo rango de nivel de inversiones o por encima de éste y obtiene la información acerca de sus contrapartidas a través de organismos independientes de valoración de empresas, a través de otras fuentes públicas de información financiera y a través de la información que saca de sus propias relaciones con los clientes. Los efectos a cobrar y las cuentas de clientes consisten en un gran número de clientes distribuidos entre distintos sectores y áreas geográficas. La evaluación de las relaciones de crédito que se mantienen con los clientes y la valoración de la solvencia de sus clientes se realiza permanentemente y, allí donde se considera necesario, se contrata un seguro de garantía de crédito. 225 El Grupo no tiene una exposición significativa al riesgo de crédito con ninguno de sus clientes o grupo de clientes con características similares. Asimismo, la concentración del riesgo de crédito tampoco es significativa. El riesgo de crédito y de liquidez de instrumentos derivados que tengan un valor razonable positivo está limitado en el Grupo, ya que tanto las colocaciones de tesorería como la contratación de derivados se realizan con entidades de elevada solvencia y altas valoraciones de crédito y ninguna contraparte acumula porcentajes significativos del riesgo total de crédito. Por otra parte, la definición del valor razonable de un pasivo en NIIF 13 basado en el concepto de transferencia de dicho pasivo a un participante del mercado confirma que el riesgo propio de crédito debe considerarse en el valor razonable de los pasivos. Por ello el Grupo añade un ajuste de riesgo de crédito bilateral con el objetivo de reflejar tanto el riesgo propio como de la contraparte en el valor razonable de los derivados. En este sentido es relevante indicar que, desde agosto de 2021, el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables cuenta con la calificación de “Investment grade” de dos agencias crediticias (Fitch y DBRS) con sendas calificaciones BBB- y BBB (stable), respectivamente, con perspectiva a largo plazo y estable, lo que muestra la fuerte solvencia con la que cuenta el Grupo para hacer frente a sus obligaciones financieras. Riesgo de liquidez - El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables mantiene una gestión prudente del riesgo de liquidez, manteniendo el suficiente efectivo y equivalentes. La responsabilidad última de la gestión del riesgo de liquidez recae sobre la Dirección General Económico Financiera del Grupo, donde se elabora un marco apropiado para el control de las necesidades de liquidez del Grupo en el corto, medio y largo plazo. El Grupo gestiona la liquidez manteniendo unas reservas adecuadas, unos servicios bancarios apropiados y una disponibilidad de créditos y préstamos, por medio de una monitorización continua de las previsiones y cantidades actuales de flujos de fondos y emparejando éstas con perfiles de vencimiento de activos y pasivos financieros (véase nota 17). Por último, cabe destacar que el Grupo en su búsqueda por la diversificación de sus fuentes de financiación, tiene registrados un programa de European Commercial Paper (ECP) por importe máximo de 2.000 millones de euros para emitir papel comercial con plazo inferior a un año y un programa Euro Medium Term Note por importe máximo de 3.000 millones de euros (ver nota 17). Según se desprende del balance de situación consolidado adjunto, a 31 de diciembre de 2024 el Grupo tiene un fondo de maniobra negativo por importe de 363 millones de euros (sin los Activos no corrientes mantenidos para la venta ni los Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta), al ser el pasivo corriente superior al activo corriente. No obstante, en opinión de los Administradores de la Sociedad Dominante, no se anticipan problemas para atender las deudas con terceros en las fechas de sus respectivos vencimientos, por cuanto, los presupuestos del Grupo, que reflejan el juicio de la Dirección basado en circunstancias actuales, los factores que considera más significativos y su evolución más probable, prevén una generación de fondos suficientes para atender los pagos del Grupo en el próximo ejercicio reforzada por la capacidad de financiación del Grupo y considerando adicionalmente las líneas de financiación no dispuestas existentes al cierre del ejercicio 2024. c) Riesgo de cambio climático y transición energética Corporación Acciona Energías Renovables promueve la adopción de objetivos globales ambiciosos para la descarbonización de la economía, de manera que incluye en su modelo de negocio y en el Sistema de Gestión de Riesgos de la compañía la gestión de los riesgos y oportunidades relacionados con el cambio climático. La metodología empleada se basa en las guías del Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera 226 Relacionada con el Clima (TCFD, por sus siglas en inglés), actualmente integrado en el IFR (International Financial Reporting Standards, por sus siglas en inglés). La gobernanza en materia de cambio climático está a cargo de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad del Consejo de Administración, que desempeña, entre otras, las siguientes funciones: - Identificar y orientar las políticas, objetivos, buenas prácticas y programas de cambio climático del Grupo. - Evaluar, monitorizar y revisar los planes de ejecución de las estrategias elaboradas por los ejecutivos del Grupo. - Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestionar el grado de cumplimiento de las estrategias implementadas. - Elevar al Consejo de Administración las políticas, objetivos y programas de cambio climático, así como el presupuesto estimado para su realización. La gestión de riesgos climáticos se lleva a cabo mediante un procedimiento específico, que identifica, valora, prioriza y comunica a los órganos ejecutivos del Grupo, los riesgos vinculados al cambio climático que podrían afectar a sus centros de trabajo. Este proceso permite la elaboración de políticas de actuación a partir de umbrales de tolerancia apropiados al logro de objetivos del Grupo a diferentes horizontes temporales. Se ha establecido como corto (1 año), medio (5 años) y largo plazo (10 años) conforme a los análisis de escenarios y objetivos de reducción de emisiones asumidos por el Grupo. Para la identificación de riesgos y oportunidades climáticas se emplean diversas herramientas como, por ejemplo, el modelo digital de cambio climático, el cual monitoriza, para todos los centros de trabajo, las variables del clima, históricas y proyectadas, en distintos escenarios climáticos y con distintos horizontes temporales previstos en los últimos informes del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC). Este instrumento supervisa las variables de producción y financieras, generación de emisiones y consumos energéticos e incluye referencias a las políticas climáticas y a los mercados de carbono de cada región. Se emplean adicionalmente herramientas no integradas en el modelo digital para la identificación de requisitos legales e igualmente resulta indispensable la experiencia de los miembros del grupo evaluador de los riesgos de cambio climático. El proceso de gestión de riesgos se realiza anualmente. Mediante el empleo de las herramientas mencionadas, se plantea una batería de situaciones de riesgo para todos los centros, grupos de centros y/o actividades del Grupo (o de su cadena de valor), atendiendo a su localización geográfica, tipo de actividad y vulnerabilidad, las cuales se caracterizan y cuantifican en base a una serie de indicadores clave. Los escenarios climáticos empleados se fundamentan tanto en aquellos desarrollados por el IPCC, que incluyen trayectorias que van desde incrementos moderados de la temperatura hasta escenarios de calentamiento extremo (por encima de 3 °C), mostrando diferentes niveles de riesgo físico derivados de fenómenos meteorológicos cada vez más intensos, como en los proyectados por la Red de Bancos Centrales y Supervisores para la Ecologización del Sistema Financiero (NGFS) que contemplan transiciones más o menos abruptas hacia modelos bajos en carbono, evaluando factores macroeconómicos y financieros, así como la resiliencia de los sectores más expuestos. Aquellas situaciones de riesgo climático que presentan mayor probabilidad de ocurrencia y consecuencia económico-financiera y/o reputacional son consideradas materiales y conllevan la realización de fichas específicas de tratamiento que informen a los órganos de decisión de la compañía sobre la situación actual y opciones para gestionar el riesgo (mitigación, adaptación, transferencia o aceptación del riesgo y coste estimado). 227 Finalmente, las situaciones de riesgo climático identificadas y analizadas se integran en el Sistema de Gestión de Riesgos general del Grupo, donde se determina su tolerabilidad, en base a la estructura presentada anteriormente. Enmarcada en la estrategia de negocios bajos en carbono, Corporación Acciona Energías Renovables evalúa anualmente los riesgos y oportunidades climáticas más significativos para la compañía. Durante 2024, los riesgos climáticos se identificaron junto con su impacto potencial y horizonte temporal, alcance geográfico y por negocio y acciones iniciadas para su gestión. Los riesgos físicos por cambios climáticos más significativos identificados son el posible incremento de coste del capital por un potencial desacoplamiento del desempeño de la compañía en relación a sus objetivos públicos de descarbonización (en el corto-medio plazo) y la adaptación o el incumplimiento de las nuevas normativas en relación con la transición climática que podría ocasionar sanciones económicas y dañar la reputación y competitividad de la compañía (en el medio-largo plazo). Ninguno de los riesgos identificados tiene un impacto material en el desempeño financiero del Grupo. De manera general, puede afirmarse que la estrategia de negocio del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables es resiliente al cambio climático, con un impacto moderadamente bajo en cuanto a los riesgos y alto en cuanto a las oportunidades. En la preparación de las cuentas anuales consolidadas a 31 de diciembre de 2024, el Grupo Acciona Energías Renovables ha considerado el impacto del cambio climático en las principales hipótesis de sus estimaciones y juicios contables, sin identificar deterioros de valor en sus activos materiales e intangibles, modificaciones en la valoración de instrumentos financieros, ni obligaciones adicionales a las ya registradas. Parte III- Hechos posteriores Con fecha 26 de febrero de 2025 se ha culminado el proceso de venta a Endesa de la filial Corporación Acciona Hidráulica (“CAH”) cuyos activos netos se encuentran registrados a 31 de diciembre de 2024 en el epígrafe de Activos no corrientes mantenidos para la venta y Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta por un importe de aproximadamente 960 millones de euros. Excepto por lo comentado anteriormente, no se han producido otros acontecimientos posteriores adicionales al cierre del periodo que puedan afectar de forma significativa a los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2024 o a la actividad presente o futura del Grupo. Parte IV- Evolución previsible En los últimos meses de 2024 no se han observado cambios significativos en el patrón de comportamiento de la actividad económica global, que sigue manteniendo cierta estabilidad, aunque persisten marcadas diferencias entre regiones. De cara a los próximos trimestres se estima que la tasa de crecimiento del PIB mundial alcance el 3,3% en 2025 y 2026, situándose por debajo del promedio histórico. El dinamismo de Estados Unidos, impulsado por un consumo vigoroso y políticas monetarias más relajadas, contrasta con las proyecciones más moderadas para otras economías avanzadas. En paralelo, se espera que la inflación se vaya moderando, situándose en torno al 4,2% en 2025 y al 3,5% en 2026, acercándose al objetivo establecido, especialmente en los países desarrollados. 228 No obstante, este escenario está rodeado de incertidumbre derivada, fundamentalmente, de las tensiones geopolíticas en curso y del nuevo mandato de Donald Trump como presidente de Estados Unidos. Se prevé que la nueva administración ponga en práctica una serie de medidas que afectan tanto a la economía americana como a la internacional, entre las que destaca la imposición de aranceles a las principales economías mundiales que busca penalizar las exportaciones con destino Estados Unidos. En el caso de la Unión Europea, esta medida impactará principalmente en el sector del automóvil y en la industria alimentaria. Además, el mandato de Trump y los nuevos nombramientos de su gobierno suponen una reducción del apoyo estadounidense hacia Europa en términos de defensa. El proceso de desaceleración de la inflación se está consolidando, aunque presenta señales de pausa en algunos mercados. La inflación subyacente se mantiene en niveles ligeramente superiores al 2%, favorecida por una menor presión salarial, la estabilización de los mercados laborales y la ralentización de los precios de la energía. Sin embargo, la inflación de los servicios sigue siendo elevada, en particular en Estados Unidos y Europa, por lo que los bancos centrales muestran cautela en el ajuste de sus políticas, buscando equilibrar la reactivación económica y el control inflacionario. La invasión rusa de Ucrania y el conflicto bélico en Oriente Medio son un factor de riesgo para la economía mundial, que han tenido como resultado una ralentización del crecimiento económico y un aumento de nivel de precios, en particular de los precios de la energía y de los alimentos. Estos factores han comprometido la estabilidad financiera, no sólo en Europa sino en el resto del mundo, en la medida en que el encarecimiento de las materias primas y el aumento de los precios de la energía suponen una dificultad en la toma de decisiones de los bancos centrales, lo que implica un mayor riesgo para la estabilidad financiera y la realización de estimaciones económicas. En cuanto a la evolución prevista de las principales economías mundiales, en Estados Unidos, se proyecta un avance económico del 2,7% en 2025, favorecido por la solidez del consumo y unas condiciones financieras más flexibles que en la Eurozona. La recuperación en la zona euro se espera que sea gradual, con un crecimiento del 1,0% en 2025 y del 1,4% en 2026, sostenido por una mejora de la demanda interna. En Asia, se estima que China alcance un crecimiento del 4,6% en 2025, favorecido por las medidas fiscales, aunque enfrenta dificultades en el sector inmobiliario; mientras que India se perfila con un sólido crecimiento del 6,5%, impulsada por su capacidad industrial. En América Latina, se prevé un crecimiento del 2,5%, sostenido por mejoras regionales pese a la desaceleración de las principales economías. África subsahariana se prevé que experimente un leve repunte, mientras que en Oriente Medio y Asia Central, el crecimiento será moderado, afectado en parte por los recortes en la producción petrolera de Arabia Saudita. Las expectativas para el comercio internacional son más débiles, influenciadas por las tensiones geopolíticas y el endurecimiento de las políticas comerciales. Se anticipa una caída del 2,6% en los precios energéticos para 2025 debido a la debilidad de la demanda de China y al aumento de la oferta de países fuera de la OPEP+. Por el contrario, la cotización de los precios del gas ha repuntado recientemente debido a unas temperaturas más bajas de lo previsto y a disrupciones en la oferta causadas por el actual conflicto en Oriente Medio y las interrupciones en los yacimientos de gas. Por otro lado, el encarecimiento de alimentos en un 2,5%, derivado de condiciones climáticas desfavorables, podría presionar los costes al alza. Las previsiones anteriores para 2025 ponen de manifiesto la necesidad de mantener políticas monetarias firmes para asegurar la estabilidad de precios, junto con estrategias fiscales responsables que favorezcan la sostenibilidad de la deuda. A su vez, se evidencia la necesidad de impulsar reformas estructurales y fortalecer la cooperación internacional para enfrentar los desafíos globales y revitalizar el crecimiento a medio plazo. 229 Parte V- Hechos destacados de sostenibilidad a) Indicadores ambientales Clima: La producción de energía renovable de ACCIONA Energía ha aumentado un 7% en 2024 en comparación con el año anterior, lo que ha permitido evitar la emisión de 14.354.629 toneladas de CO2 a la atmósfera. Se ha producido un incremento del 8% en las emisiones de alcance 1 y 2 por mayores emisiones de alcance 1 en la planta termosolar Nevada Solar One. A pesar de este incremento, las emisiones se mantienen muy por debajo (-63%) de los objetivos de descarbonización alineados con SBTi. Se ha incrementado el consumo de electricidad renovable, que supone un 99% del total del consumo de electricidad; esto ha permitido reducir las emisiones de alcance 2 un 73%. Por cada tonelada de CO2 que genera la compañía, se ha evitado la emisión de 1.124 tCO2e mediante la generación de energía renovable. Se continúan desarrollando proyectos de descarbonización para la reducción del alcance 1, como la electrificación paulatina de la flota de vehículos y la firma de un acuerdo marco para suministro de HVO en España, que permitirá reducir las emisiones de vehículos de flota y las asociadas a instalaciones fijas, debidas fundamentalmente a arranques en frío de las plantas de biomasa. Adicionalmente se está trabajando en un proyecto para valorizar las emisiones de CO2 biogénico, procedentes de las plantas de biomasa, utilizándolo como materia prima para fabricar e-metanol, combinándolo con hidrógeno verde. Alineamiento con la taxonomía europea de actividades sostenibles: Mitigación del cambio climático Alineamiento Elegibilidad CAPEX 100% 98,7% OPEX 98,3% 96,6% CIFRA DE NEGOCIOS 97,6% 53,8% Porcentaje de alineamiento calculado sobre porcentaje elegible La cifra de negocios no elegible corresponde a la actividad de representación y comercialización de energía para terceros. Aunque la energía que se comercializa proviene en un 100% de fuentes renovables, las actividades de comercialización de energía no son elegibles en la taxonomía europea. Circularidad: ACCIONA Energía ha valorizado el 98% de los residuos generados, mediante diferentes programas de economía circular, entre los que cabe destacar: - Segunda vida para palas de aerogenerador: La compañía no deposita ninguna pala de en vertedero, y está pilotando diversas aplicaciones, para darles una segunda vida. En 2024 cabe destacar la colaboración con la compañía española “El Ganso” para la valorización de palas de aerogenerador como material de carga/refuerzo en suela de calzado. El material reciclado utilizado en esta primera experiencia procede de una pala eólica desmontada del parque eólico de Aibar, en Navarra, después de más de 20 años de actividad. Las palas se fabrican principalmente con fibra de vidrio reforzada con resinas epoxi, para alcanzar las propiedades adecuadas de resistencia, flexibilidad y peso. Tras su desmontaje, la pala es sometida a un proceso mecánico por el que se obtiene un polvo de fibra de vidrio y resinas epoxi idóneo para ser empleado en la fabricación de la suela, que mantiene las propiedades de resistencia, adherencia y durabilidad de las zapatillas convencionales. 230 - Reutilización de escorias y cenizas de biomasa. Estos residuos, que representan el 77% del total de residuos generados, son valorizados en su totalidad, teniendo diferentes usos: construcción, industria cementera, fertilizantes, etc. En 2024 cabe destacar el proyecto desarrollado con Vidrala, para la fabricación de 18,3 millones de botellas de vidrio a partir de 230 toneladas de escorias de biomasa. Biodiversidad La estrategia de biodiversidad de ACCIONA Energía se articula en torno a la aplicación de los principios de jerarquía de mitigación: prevenir, mitigar, reparar y generar una ganancia neta positiva. Con el objetivo de prevenir y mitigar impactos, la Compañía ha tramitado 116 Evaluaciones de Impacto Ambiental (EIA) en sus proyectos. De ellas 45, han tenido una resolución favorable dentro del año, y el resto se encuentran en distintas fases de tramitación. Se han seguido probando dispositivos para detectar la proximidad de avifauna a aerogeneradores, así como sistemas para ahuyentar murciélagos. A lo largo del año ha habido más de 45.000 horas de parada de máquinas para la protección de aves y murciélagos. Para generar una ganancia neta positiva en la biodiversidad, ACCIONA Energía continúa desarrollando iniciativas concretas para la protección y refuerzo de poblaciones de aves, como el Programa para reforzar la población del cernícalo primilla en el entorno de Campillos (Málaga) o el Programa para el seguimiento y marcaje de ejemplares de milano real, en el entorno del parque eólico Celadas. En el marco del programa de plantaciones voluntarias, se han plantado 147.215 árboles en 2024; desde su inicio en 2021, se han plantado 464.034 árboles en diferentes países, que han permitido recuperar bosques quemados en incendios forestales o regenerar hábitats. Se ha alcanzado el 86% del objetivo definido en el PDS 2025 (plantación voluntaria de 540.000 árboles en el período 2021-2025). b) Indicadores sociales Se han producido tres accidentes fatales en trabajadores de subcontratas, dos en España y uno en México. La compañía ha lanzado un Plan de Acción para controlar los factores contribuyentes a accidentes fatales en la empresa. Este plan ha sido comunicado por el CEO a toda la organización y específicamente a responsables de Producción y Construcción. Cuenta con diversas líneas de actuación dirigidas a aumentar la conciencia del riesgo, involucrar a los mandos intermedios e implantar una disciplina estricta en el cumplimiento de los procedimientos de seguridad, entre otras. El índice de frecuencia de accidentes de trabajadores propios y de contratas se sitúa en 0,34, un 13% menos que el año anterior, con un 7% más de horas trabajadas (IF = número de accidentes con baja * 200.000 / número de horas trabajadas). Se han desarrollado 136 proyectos de creación de impacto social positivo en 18 países, que han beneficiado a más de 300.000 personas en diferentes comunidades en el entorno de los proyectos de la compañía. Como ejemplo de generación de impactos positivos en el territorio, cabe destacar la contribución a la recuperación y conservación de un yacimiento arqueológico (Cortijo Lobato) de época calcolítica, identificado durante la construcción de las plantas fotovoltaicas Extremadura I-II-III. Se trata de un yacimiento de gran valor arqueológico, con vestigios que abarcan más de 3.000 años de historia, desde la Edad del Cobre hasta el Imperio Romano. c) Indicadores de gobernanza 231 ACCIONA Energía ha completado exitosamente el proceso de renovación de las certificaciones ISO 37001 y UNE 19601 para su sistema de gestión de compliance penal y antisoborno, validando así el compromiso continuo con la ética empresarial. ACCIONA Energía México ha alcanzado un hito significativo al obtener por primera vez la certificación ISO 37001 Antisoborno en mayo de 2024, tras un proceso de auditoría llevado a cabo por una entidad de certificación externa. Ha aumentado el número de procesos de debida diligencia de terceras partes (socios comerciales y de negocio) en un 42% respecto de las cifras registradas en el 2023. Este aumento se debe a la mejora en el conocimiento de los procesos de debida diligencia requeridos en el marco de las aprobaciones de oportunidades comerciales y al compromiso de toda la compañía en su aplicación. Se han auditado el 100% de proveedores estratégicos, aquellos que representan un riesgo alto por el volumen de compra, el país en el que operan y/o los bienes o servicios que proporcionan. Se han establecido puntuaciones mínimas en los cuestionarios ESG y de Compliance para proveedores con un volumen de contratación mayor de 400.000 euros/año. La compañía continúa colaborando con sus proveedores para la descarbonización de su cadena de suministro. Se han firmado varios acuerdos con proveedores de transformadores de potencia y cables, para el consumo de energía renovable en sus instalaciones y el uso de materiales reciclados. En la repotenciación del complejo eólico Tahivilla, se está utilizando hormigón de bajas emisiones. La Comisión de Auditoría y Sostenibilidad ha aprobado la actualización de 7 políticas de Sostenibilidad, para adaptarlas a los requisitos de la Directiva Europea de Información de Sostenibilidad. Dichas políticas están disponibles en la página web, en el Libro de Políticas de ACCIONA Energía. d) Calificaciones ESG La compañía mantiene su posición de liderazgo en los principales ratings ESG. Rating Agency Rating Scale Score 2024 Industry Average Industry 0 a 100 84% (top 5%) 37 Elec. Utilities Clima D- a A A- C Utilities 0 9.4 (negligible risk) 35 (high risk) Utilities D- a A+ A- (prime) D+ Utilities 0 a 100 82 (platinum) Non-applicable Electricity, gas, steam & air conditioning supply En febrero de 2025 CDP ha comunicado el resultado ‘A’ para ACCIONA Energía, y la inclusión de la compañía en la Climate Change A-List , mejorando la clasificación de 2024. e) Financiación de Impacto 232 El 95% de la deuda corporativa de ACCIONA Energía es sostenible (83% verde y 12% ligada a objetivos de sostenibilidad). El importe total de la financiación sostenible (deuda corporativa) del 2024 asciende a €5.519 millones . Nota 1: Importe total sobre los instrumentos vivos a cierre del ejercicio 2024. Para las operaciones en moneda diferente al EUR, se considera el importe según el tipo de cambio vigente a cierre de 2024. Los importes son redondeados. Nota 2: Datos de deuda corporativa. No incluye Project Finance (2 instrumentos vivos tipo II: Cotoperí y Pedro Corto; importe total: €151 millones) La estrategia de financiación sostenible de ACCIONA y ACCIONA Energía está diseñada para contribuir al compromiso de liderar la transición hacia una economía baja en carbono. El Marco de Financiación de Impacto Sostenible de ACCIONA y ACCIONA Energía cubre tanto la financiación verde como los instrumentos de financiación vinculados a la sostenibilidad, e introduce una nueva característica de Impacto Local que, cuando se combina con cualquiera de los dos tipos de instrumentos, da lugar a una estructura de "Doble Impacto". + Más información sobre los instrumentos de financiación sostenible, compromisos y los proyectos a los que se asignan: Financiación sostenible | ACCIONA Energía (acciona-energia.com) 233 Periodo medio de pago a proveedores A efectos de lo previsto en el artículo 262.1 del Real Decreto Legislativo 1/2010 de 2 de julio por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Sociedades de Capital, la información relativa al periodo medio de pago a proveedores figura en la nota 35 de la Memoria Consolidada. Asimismo, esta información que forma parte de este Informe de Gestión Consolidado, también se encuentra disponible en la página web del Grupo ( www.acciona-energia.com). Informe Anual de Gobierno Corporativo El informe Anual de Gobierno Corporativo, que forma parte del presente Informe de Gestión Consolidado, se encuentra disponible íntegramente en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores ( www.cnmv.es ) y en la página web del Grupo( www.acciona-energia.com). Asimismo, el Informe Anual de Gobierno Corporativo será comunicado como Otra Información Relevante (OIR) ante la CNMV. Informe Anual de Remuneraciones del Consejo El Informe Anual de Remuneraciones del Consejo se encuentra disponible íntegramente en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores ( www.cnmv.es) y en la página web del Grupo ( www.acciona- energia.com). Asimismo, el Informe Anual de Remuneraciones del Consejo será comunicado como Otra Información Relevante (OIR) ante la CNMV. Estado de Información no Financiera El Estado de Información no Financiera, elaborado según lo requerido por la ley 11/2018, del 28 de diciembre, de trasposición al ordenamiento jurídico español de la Directiva 2014/95/UE del Parlamento Europeo, forma parte del presente Informe de Gestión Consolidado, y se encuentra disponible íntegramente en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores ( www.cnmv.es ) y en la página web del Grupo (www.acciona- energia.com). Asimismo, el Estado de Información no Financiera será comunicado como Otra Información Relevante (OIR) ante la CNMV. 234 A los efectos del RD 1362/2007, de 19 de octubre (art. 8.1 b) los Consejeros de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. realizan la siguiente declaración de responsabilidad: Que, hasta donde alcanza su conocimiento, las cuentas anuales consolidadas elaboradas con arreglo a los principios de contabilidad aplicables, ofrecen la imagen fiel del patrimonio, de la situación financiera y de los resultados del emisor y de las empresas comprendidas en la consolidación tomados en su conjunto y que el informe de gestión consolidado incluye un análisis fiel de la evolución y los resultados empresariales y de la posición del emisor y de las empresas comprendidas en la consolidación tomados en su conjunto, junto con la descripción de los principales riesgos e incertidumbres a que se enfrentan. Por lo que, en prueba de conformidad, la totalidad de los miembros del Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. formulan las cuentas anuales consolidadas y el informe de gestión consolidado correspondientes al ejercicio 2024 en la reunión de 27 de febrero de 2025: D. José Manuel Entrecanales Domecq Presidente _____ D. Rafael Mateo Alcalá Consejero Ejecutivo ____ D. Juan Ignacio Entrecanales Franco Vocal ____ _____ Dña. Sonia Dulá Vocal ____ D. Juan Luis López Cardenete Vocal ____ D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld Vocal _____ Dña. María Salgado Madriñán Vocal ____ D. Rosauro Varo Rodríguez Vocal ______ Dña. María Fanjul Suárez Vocal _____ Dña. Teresa Quirós Álvarez Vocal _______

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