Corporacion Acciona Energias Renovables S.A.

Acciona_Energía_ESEF_2023 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-01-01 2023-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2023-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-01-01 2022-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2021-12-31 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:IssuedCapitalMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember CAER:OtrasReservasYResultadosAcumulados 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:TreasurySharesMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember CAER:DividendoCuentaMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember CAER:ResultadoDelEjercicioAtribuibleSociedadDominante 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 ifrs-full:PreviouslyStatedMember ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember 254900UPX0OEHTKB9Y44 2022-12-31 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Y SOCIEDADES DEPENDIENTES (Grupo Consolidado) CUENTAS ANUALES E INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADOS DEL EJERCICIO 2023 Preparadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea 2 ÍNDICE BALANCE DE SITUACIÓN CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2023 Y 2022 CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 ESTADO CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 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 17. DEUDA FINANCIERA 3 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 A ADMINISTRADORES 35. PERIODO MEDIO DE PAGO A PROVEEDORES EN OPERACIONES COMERCIALES 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 4 BALANCE DE SITUACION CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de euros) ACTIVO NOTA 2023 2022 Inmovilizado material 4 10.419 8.711 Derechos de uso 5 476 376 Fondo de comercio 6 13 Otros activos intangibles 7 219 229 Activos financieros no corrientes 10 67 32 Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación 8 289 423 Activos por impuestos diferidos 11 564 509 Otros activos no corrientes 11 154 146 ACTIVOS NO CORRIENTES 12.201 10.426 Existencias 12 175 148 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 13 868 631 Otros activos financieros corrientes 10 155 200 Activos por impuestos sobre las ganancias corrientes 21 99 92 Otros activos corrientes 21 176 150 Efectivo y otros medios líquidos equivalentes 14 736 612 Activos no corrientes mantenidos para la venta 22 262 ACTIVOS CORRIENTES 2.471 1.833 TOTAL ACTIVO 14.672 12.259 PASIVO Y PATRIMONIO NETO NOTA 2023 2022 Capital 329 329 Ganancias acumuladas 5.093 4.694 Resultado del ejercicio 524 759 Valores propios (69) (4) Diferencias de conversión (27) 92 Dividendo a cuenta Patrimonio atribuido a tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante 5.850 5.870 Intereses minoritarios 489 391 PATRIMONIO NETO 15 6.339 6.261 Obligaciones y otros valores negociables 17 2.325 1.361 Deudas con entidades de crédito 17 1.510 403 Obligaciones de arrendamiento 5 495 388 Pasivos por impuestos diferidos 21 797 767 Provisiones 16 194 161 Otros pasivos no corrientes 20 774 507 PASIVOS NO CORRIENTES 6.095 3.587 Obligaciones y otros valores negociables 17 165 607 Deudas con entidades de crédito 17 103 58 Obligaciones de arrendamiento 5 19 16 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 35 496 592 Provisiones 16 5 4 Pasivos por impuestos sobre las ganancias corrientes 21 13 42 Otros pasivos corrientes 20 1.022 1.092 Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta 22 415 PASIVOS CORRIENTES 2.238 2.411 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 14.672 12.259 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023 5 CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de euros) NOTA 2023 2022 Importe neto de la cifra de negocios 24 3.547 4.351 Otros ingresos 24 442 343 Aprovisionamientos 25 (1.776) (2.206) Gastos de personal 25 (256) (210) Dotación a la amortización y variación de provisiones 4,5,7 y 25 (491) (434) Otros gastos de explotación 25 (753) (735) Resultado puesta en equivalencia actividad análoga 8 81 110 Resultado por deterioro de activos 25 (11) (21) Resultado de la enajenación de activos no corrientes 25 1 9 Otras ganancias o pérdidas 132 18 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 916 1.225 Ingresos financieros 27 25 8 Gastos financieros 27 (179) (132) Diferencias de cambio 5 20 Variación de provisiones de inversiones financieras Resultado de variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable 19 9 (64) RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS 776 1.057 Gasto por impuesto sobre las ganancias 21 (209) (262) RESULTADO DEL EJERCICIO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS 567 795 RESULTADO DEL EJERCICIO 567 795 Intereses minoritarios 15 (43) (36) RESULTADO ATRIBUIBLE A LA SOCIEDAD DOMINANTE 524 759 BENEFICIO BÁSICO POR ACCIÓN (Euros/acción) 30 1,6 2,3 BENEFICIO DILUIDO POR ACCIÓN (Euros/acción) 30 1,6 2,3 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023 6 ESTADO CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de euros) Nota 2023 2022 A) RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO 567 795 1. Resultado atribuido a la sociedad dominante 524 759 2. Intereses minoritarios 43 36 B) PARTIDAS QUE NO SERAN 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 PODRAN SER RECLASIFICADAS A LA CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS (251) 234 Ingresos y gastos imputados directamente en el patrimonio neto: (120) 289 1. Por valoración de instrumentos financieros: a) Activos financieros disponibles para la venta 2. Por coberturas de flujos de efectivo 15 24 251 3. Diferencias de conversión 15 (136) 84 4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto 5. Efecto impositivo 21 (8) (46) Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias: 15 (131) (55) 1. Por valoración de instrumentos financieros: a) Activos financieros disponibles para la venta 2. Por coberturas de flujos de efectivo (175) (73) 3. Diferencias de conversión 4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto 5. Efecto impositivo 21 44 18 TOTAL INGRESOS / (GASTOS) RECONOCIDOS (A+B+C) 21 315 1.030 a) Atribuidos a la sociedad dominante 21 276 989 b) Atribuidos a intereses minoritarios 21 40 41 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023 7 ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de euros) ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2023 Capital social Otras reservas Acciones y particip.en patrimonio propias Dividendo a cuenta Diferencias de conversión Resultado del ejercicio Cobertura de flujos de efectivo Intereses minoritarios Total 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) 58 (237) Aumentos (Reducciones) de capital) - Aplicación del resultado 759 (759) - Distribución de dividendos (230) (60) (290) Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) (65) (65) Otras transacciones con socios o propietarios 118 118 Saldo 31.12.2023 329 5.061 (69) - (27) 524 32 489 6.339 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023 8 ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2022 (Millones de euros) Capital social Otras reservas Acciones y particip.en patrimonio propias Dividendo a cuenta Diferencias de conversión Resultado del ejercicio Cobertura de flujos de efectivo Intereses minoritarios Total Saldo inicial al 01.01.2022 329 4.260 (2) - 21 363 4 379 5.354 Ajuste por cambios de criterio contable - Ajuste por errores - Saldo inicial ajustado 329 4.260 (2) - 21 363 4 379 5.354 Total ingresos y gastos reconocidos - 1 - - 71 759 158 41 1.030 Ajustes por coberturas de flujos de efectivo 158 (8) 150 Variación por diferencias de conversión 71 13 84 Variaciones por resultados actuariales de pensiones 1 1 Resultado del ejercicio 759 36 795 Otras variaciones de patrimonio neto - 272 (2) - (363) (1) (29) (123) Aumentos (Reducciones) de capital (Nota 13.a)) - Aplicación del resultado 363 (363) - Distribución de dividendos (92) (34) (126) Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias (netas) (2) (2) Otras transacciones con socios o propietarios 1 (1) 5 5 Otras variaciones - Saldo 31.12.2022 329 4.533 (4) - 92 759 161 391 6.261 9 ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de euros) 2023 2022 Resultado antes de impuestos de actividades continuadas 776 1.057 Ajustes al resultado Amortizaciones y deterioros 502 454 Resultado de sociedades por el método de la participación antes de impuestos (81) (110) Resultado de la enajenación de activos no corrientes (133) (26) Ingresos y gastos financieros 156 125 Otros resultados que no generan movimientos de fondos (75) (20) Resultado antes de impuestos de actividades continuadas corregido por ajustes 1.145 1.480 Cambios en el capital corriente Variación de existencias 6 (13) Variación en activo / pasivo corrientes (413) 283 Otros flujos de efectivo de actividades de explotación Ingresos y gastos financieros corrientes (152) (87) Dividendos recibidos de entidades asociadas y de otras inversiones financieras no corrientes 16 83 Cobros/pagos por impuesto sobre sociedades (282) (312) Variación en activo / pasivo no corriente operativo 44 (97) Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación 364 1.337 Adquisición de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes (1.907) (1.125) Enajenación de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes 1 Inversión en empresas grupo y asociadas 9 (148) Enajenación de empresas del grupo y asociadas 31 Flujos netos de efectivo de las actividades de inversión (1.898) (1.241) Pago de dividendos (230) (92) Pago de dividendos a socios externos (56) (35) Cobros por emisión de instrumentos de patrimonio Cobros por emisión de instrumentos de pasivo financiero 4.176 2.383 Pagos por emisión de instrumentos de pasivo financiero (2.265) (2.365) Flujo neto de emisión de instrumentos de pasivo con Grupo 2 Flujo neto de otros activos financieros corrientes (46) 20 Pago arrendamientos (14) (24) Otros flujos de financiación 97 (3) Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación 1.662 (114) Efecto de las variaciones en los tipos de cambio (4) 5 Variación de efectivo y medios líquidos equivalentes 124 (13) Saldo inicial de efectivo y medios líquidos equivalentes 612 625 Saldo final de efectivo y medios líquidos equivalentes 736 612 Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023 10 MEMORIA DEL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023 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 la Sociedad Dominante 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., Sociedad Dominante del Grupo, 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 2023, 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. 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, 11 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 2023 es de una potencia instalada atribuible de 12.131 MW (9.884 MW al 31 de diciembre de 2022) 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 2023 han sido formuladas por acuerdo del Consejo de Administración de fecha 29 de febrero de 2023 de forma que muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera consolidada del Grupo a 31 de diciembre de 2023 y del rendimiento financiero consolidado, de sus flujos de efectivo consolidados y de los cambios en el patrimonio neto consolidado correspondientes al ejercicio anual terminado en dicha fecha. Estas cuentas anuales se han preparado de acuerdo con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo del 19 de julio de 2002, por el que se establece que todas las sociedades que se rijan por el Derecho de un estado miembro de la Unión Europea, y cuyos títulos valores coticen en un mercado regulado de alguno de los Estados que la conforman, deberán presentar sus cuentas anuales consolidadas correspondientes a los ejercicios que se iniciaron a partir del 1 de enero de 2005 conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante, NIIF) que hayan sido previamente adoptadas por la Unión Europea, en particular, de acuerdo con los principios y criterios establecidos por las Normas Internacionales de Información Financiera según han sido adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE) en vigor a 31 de diciembre de 2023, 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 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 2022 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas de Acciona, S.A. celebrada el 19 de junio de 2023 y que fueron depositadas en el Registro Mercantil de Madrid. Igualmente, para el ejercicio 2023, 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 2023 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 balance de situación consolidado, de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, del estado de flujos de efectivo consolidado, del estado consolidado de ingresos y gastos reconocidos, del estado total de cambios en el 12 patrimonio neto consolidado y de la memoria consolidada, además de las cifras correspondientes al ejercicio 2023, 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 3.2n). 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 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 eólicos en Estados Unidos con incentivos fiscales a la producción (Production Tax Credits o PTC’s) y amortización fiscal acelerada, se incorporan socios externos 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. 13 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 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. 14 La participación de terceros en el patrimonio de sus participadas, se presenta en el epígrafe “Intereses minoritarios” del balance de situación consolidado, dentro del capítulo de Patrimonio Neto del Grupo. Análogamente, su participación en los resultados del ejercicio, se presentan 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 posee el Grupo 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 balance de situación 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. 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 balance de situación consolidado incluye, en su caso, el fondo de comercio puesto de manifiesto en la adquisición de las mismas. 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 balance de situación 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 15 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 país en el que opera. Las operaciones en moneda distinta de la funcional se consideran operaciones en moneda extranjera. En la consolidación, los activos y pasivos de las operaciones en el extranjero del Grupo con moneda funcional distinta al euro, se convierten según los tipos de cambio vigentes en la fecha del balance de situación. 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 2023, se han producido las siguientes variaciones de perímetro de consolidación significativas: - En abril de 2023, la sociedad Acciona Generación Renovable, S.A., participada al 100% por el Grupo, acordó la compra de las participaciones representativas del 50% del capital de la sociedad Med Wind Energy, S.L., sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes, fundamentalmente relacionadas con el cumplimiento de la reglamentación de Competencia. Esta sociedad es titular, como activo más relevante, del 50% del capital de la sociedad Energías Renovables Mediterráneas, S.A. (Renomar), sociedad titular de 493,5 MW eólicos en operación en la Comunidad Valenciana, en la que el Grupo ya participaba al 50% y que se integraba por el método de la participación. Como consecuencia de esta adquisición, el Grupo ha incrementado indirectamente su participación en la sociedad Energías Renovables Mediterráneas, S.A. en un 25%, hasta alcanzar el 75%, obteniendo control sobre la misma. En junio de 2023 y tras la verificación del cumplimiento de las condiciones precedentes, la adquisición quedó perfeccionada. El precio de adquisición ascendió a 118 millones de euros, que han sido pagados en su totalidad. El detalle de la combinación de negocios es el que sigue (en millones de euros): Sociedad Efectivo entregado (25%) [a] Participación previa (50%) [b] Coste de adquisición [a + b] Porcentaje efectivo Valor razonable de activos y pasivos de la compañía Renomar (Sociedad participada en un 50% por Med Wind Energy, S.L.) 118 237 355 75% 474 16 A continuación, se muestra el detalle del valor razonable provisional de los activos y pasivos integrados del grupo Med Wind Energy, S.L. en el momento de la toma de control (en millones de euros): Detalle de activos identificados: Med Wind Energy Activos no corrientes 563 Activos corrientes 177 Total activos identificados 740 Pasivos no corrientes 215 Pasivos corrientes 51 Total pasivos identificados 266 Total activos netos identificados 474 Conforme a lo establecido por NIIF 3 en relación con las combinaciones de negocios realizadas por etapas, la participación preexistente ha sido revalorizada arrojando una plusvalía de 145 millones de euros registrada en el epígrafe “Otras ganancias y pérdidas” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, incluyendo, entre otros conceptos la reversión de márgenes por operaciones internas y la reclasificación a resultados de partidas registradas directamente en patrimonio neto. La valoración de los activos netos se ha realizado siguiendo un descuento de flujos cuyos datos no son directamente observables (como en cualquier modelo de valoración) y por lo tanto corresponden al nivel 3 de jerarquía de NIIF3. La operación no ha generado fondo de comercio ni diferencias negativas de consolidación. El importe neto de la cifra de negocios y el resultado después de impuestos aportados por la sociedad Renomar desde la fecha de la combinación de negocios hasta el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a 89,3 y 24,9 millones de euros, respectivamente. Si la combinación de negocios hubiera tenido lugar el 1 de enero de 2023, el importe neto de la cifra de negocios, así como el resultado después de impuestos, habrían ascendido a 144,8 y 43,0 millones de euros. - En mayo de 2023, la sociedad Corporación Eólica Catalana, S.L., participada al 50% por el Grupo y en otro 50% por Acciona, S.A., ha adquirido participaciones representativas del 70% del capital de las sociedades Solideo Eco Systems, S.L. y Solideo Energy, S.L. El importe de la compra ha ascendido a 26 millones de euros. El Grupo Solideo es líder en soluciones de autoconsumo y eficiencia energética para clientes residenciales y pequeñas y medianas empresas. Asimismo, Solideo ofrece también baterías para el almacenaje eléctrico, puntos de recarga para vehículos eléctricos y sistemas de climatización por aerotermia. El plan de negocio de la compañía contempla la puesta en marcha de nuevos segmentos de negocio como la generación distribuida –a pequeña escala y cercana a los puntos de consumo–, la creación de comunidades solares o la comercialización de energía. Solideo ha alcanzado una posición de liderazgo en Cataluña en autoconsumo eléctrico. Su plan estratégico para los próximos años se fundamenta en el impulso de su expansión geográfica para lograr cobertura en todo el territorio nacional. La integración del negocio de Solideo aporta al Grupo acceso al negocio doméstico y pymes, con importantes sinergias con distintas divisiones de negocios del grupo. 17 El detalle de la combinación de negocios registrada por Corporación Eólica Catalana, S.L. es el que sigue (en millones de euros): Sociedad Coste de adquisición Porcentaje indirecto adquirido Fondo de comercio Grupo Solideo 26 70% 26 A continuación, se muestra el detalle del valor razonable provisional de los activos y pasivos integrados del grupo Solideo en el momento de la toma de control (en millones de euros): Grupo Solideo Otros activos intangibles 1 Otros activos no corrientes 1 Activos no corrientes 2 Activos corrientes 14 Total activos identificados 16 Pasivos no corrientes 2 Pasivos corrientes 14 Total pasivos identificados 16 - En agosto de 2023, la sociedad Acciona Energía Internacional, S.A., participada al 75% por el Grupo, acordó la compra de las participaciones representativas del 34,4% del capital de la sociedad Amper Central Solar, S.A., propietaria de la planta fotovoltaica portuguesa de Moura. Esta sociedad estaba participada en un 65,6% por Acciona Energía Internacional, S.A. e integrada en el Grupo por el método de la participación (ausencia de control). Como consecuencia de la adquisición del 34,4% restante hasta alcanzar el 100% de control por Acciona Energía Internacional, S.A. (75% indirecto por el Grupo), la sociedad pasa a integrarse por Global. El precio de la adquisición ha sido de 10 millones de euros, pagados en su totalidad. El detalle de la combinación de negocios es el siguiente: Sociedad Efectivo entregado (34,4%) Participación previa (65,6%) Valor razonable de activos y pasivos de la compañía Amper Central Solar, S.A. 10 44 54 18 A continuación, se muestra el detalle del valor razonable provisional de los activos y pasivos integrados de la sociedad en el momento de la toma de control (en millones de euros): Amper Central Solar, S.A. Activos no corrientes 49 Activos corrientes 23 Total activos identificados 72 Pasivos no corrientes 11 Pasivos corrientes 7 Total pasivos identificados 18 Total activos netos identificados 54 Conforme a lo establecido por NIIF 3 en relación con las combinaciones de negocios realizadas por etapas, la participación preexistente (con un valor de 56 millones de euros) ha sido valorada a valor razonable arrojando una minusvalía neta de 12 millones de euros registrada en el epígrafe Otras ganancias y pérdidas. La valoración de los activos netos se ha realizado siguiendo un descuento de flujos cuyos datos no son directamente observables (como en cualquier modelo de valoración) y por lo tanto corresponden al nivel 3 de jerarquía de NIIF 3. El importe neto de la cifra de negocios y resultado después de impuestos (antes de intereses minoritarios) aportados por la sociedad desde la fecha de la combinación de negocios hasta el 31 de diciembre de 2023 ha ascendido a 17 y 12 millones de euros, respectivamente. Si la combinación de negocios hubiera tenido lugar el 1 de enero de 2023, el importe neto de la cifra de negocios, así como el resultado después de impuestos (antes de minoritarios), habría ascendido a 36 y 27 millones de euros. 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 2023 y 2022 en el perímetro de consolidación. Los impactos en las cuentas anuales consolidadas adjuntas se muestran en las correspondientes notas de esta memoria. 19 3. Principales políticas contables 3.1 Adopción de nuevas normas e interpretaciones emitidas Normas e interpretaciones efectivas en el presente ejercicio Durante el ejercicio 2023 han entrado en vigor las siguientes normas, modificaciones e interpretaciones 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 Aprobadas para uso en UE Modificación a la NIC 1 - Desglose de políticas contables. Modificaciones que permiten a las entidades identificar adecuadamente la información sobre políticas contables materiales que debe ser desglosada en los estados financieros. 1 de enero de 2023 Modificación a la NIC 8 - Definición de estimación contable. Modificaciones y aclaraciones sobre qué debe entenderse como un cambio de una estimación contable. 1 de enero de 2023 Modificación a la NIC 12 - Impuestos diferidos derivados de activos y pasivos que resultan de una única transacción. Aclaraciones sobre cómo las entidades deben registrar el impuesto diferido derivado de activos y pasivos que resultan de una única transacción como arrendamientos y obligaciones por desmantelamiento. 1 de enero de 2023 Modificación a la NIIF 17 - Contratos de Seguros. Aplicación inicial de la NIIF 17 y NIIF 9. Información comparativa. Modificación de los requisitos de transición de la NIIF 17 para las entidades aseguradoras que aplican la NIIF 17 y la NIIF 9 por primera vez al mismo tiempo. 1 de enero de 2023 NIIF 17 - Contratos de Seguros y sus modificaciones. Reemplaza a la NIIF 4 y recoge los principios de registro, valoración, presentación y desglose de los contratos de seguros con el objetivo de que la entidad proporcione información relevante y fiable que permita a los usuarios de la información financiera determinar el efecto que los contratos de seguros tienen en los estados financieros. 1 de enero de 2023 Modificación a la NIC 12 - Reforma fiscal - Reglas Impositivas Modelo Pilar Dos Esta modificación introduce una exención temporal obligatoria al reconocimiento de impuestos diferidos de NIC 12 relacionados con la entrada en vigor del modelo impositivo internacional del Pilar Dos. Incluye también requerimientos adicionales de desglose. 1 de enero de 2023 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. Con respecto a la modificación de la NIC 12 – Impuestos diferidos derivados de activos y pasivos que resultan de una única transacción, se reduce el alcance de la exención del reconocimiento inicial para que no aplique a transacciones que den lugar a diferencias temporales deducibles y gravables, por lo que se deben reconocer los activos y pasivos por impuestos diferidos asociados con: - activos por derecho de uso y pasivos por arrendamiento y - pasivos por desmantelamiento, restauración y similares y las cantidades correspondientes reconocidas como parte del coste de los activos relacionados. El reconocimiento de estos impuestos anticipados y diferidos, aplicable también al período comparativo presentado, no ha tenido un impacto significativo en el patrimonio neto a efectos de estos estados financieros consolidados en su conjunto porque ya venía registrándose con anterioridad a esta modificación. 20 Con respecto a la modificación a la NIC 12 Reforma fiscal – Reglas Impositivas Modelo Pilar Dos, el Grupo está siguiendo de cerca los desarrollos relacionados con la implementación de las reformas fiscales internacionales que introducen un impuesto mínimo adicional global (Pilar Dos). En 2023 el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad emitió una modificación a la NIC 12 que proporciona una excepción temporal obligatoria de la contabilidad de impuestos diferidos para el impuesto adicional y que requiere de la revelación de esta excepción en los estados financieros anuales. A este respecto, el Grupo confirma que aplica la excepción obligatoria para reconocer y revelar información sobre activos y pasivos por impuestos diferidos relacionados con este impuesto adicional y que, teniendo en cuenta el marco normativo existente, el análisis del Grupo aún se está llevando a cabo. En la nota 21 de Situación fiscal, se informa sobre las conclusiones preliminares alcanzadas. Normas e interpretaciones emitidas no vigentes A 31 de diciembre de 2023, 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 para uso en UE 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 (sale & lease back). 1 de enero de 2024 No aprobadas para uso en UE Modificación a la NIC 1 - Clasificación de pasivos como corrientes y no corrientes y de pasivos con covenants. Clarificaciones respecto a la presentación como corrientes o no corrientes de pasivos, y en particular 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 específicos de desglose de información 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 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 Los Administradores del Grupo no esperan impactos significativos por la introducción de las 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 al tratar aspectos no aplicables o no significativos a las operaciones del Grupo. 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 balance de situación consolidado al menor entre el coste de adquisición o de producción menos su amortización acumulada y su valor recuperable. 21 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 ha 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 2023 se ha registrado en el epígrafe “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada adjunta un importe de 328 millones 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 España, Perú, Australia, Croacia y República Dominicana, fundamentalmente. Los gastos de conservación y mantenimiento se cargan a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio en que se incurren. 22 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 2023: 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 D) de esta misma nota. 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 23 significativo que hace razonablemente cierto el ejercicio por parte del arrendatario de su posibilidad de prórroga. En los contratos de arrendamiento de terrenos, que representa 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. 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.D). 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. 24 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, 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”. 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 balance de situación 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. 25 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 activos 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 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 26 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. - 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 2023 y 2022 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 balance de situación 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. 27 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 balance de situación 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. - 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). 28 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, esta 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). 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. 29 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: ● 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 30 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. Durante los ejercicios 2023 y 2022 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. 31 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. 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. 32 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 balance de situación 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 balance de situación (subyacente). La pérdida o ganancia por cobertura del subyacente se reconoce como un ajuste por cobertura en el balance de situación 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: con 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 “Reservas - ajustes por valoración” 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 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. 33 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. 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 2023 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. 34 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. - 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 65,2% y un 98,4%, 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. 35 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 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 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 balance de situación 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. 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 36 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 balance de situación 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. Procedimientos judiciales y/o reclamaciones en curso Al cierre de los ejercicios 2023 y 2022 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 37 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 balance de situación 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 balance de situación consolidado y si es negativa, en el epígrafe “deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del activo del balance de situación 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”. 38 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 . 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 balance de situación 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. 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. 39 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, la Orden TED/171/2020 estableció los parámetros retributivos para la estimación de dichos incentivos para el periodo regulatorio 2020-2022. Posteriormente, el 11 de diciembre de 2022 se publicó la orden TED/1232/2022 que establece los nuevos parámetros retributivos para el ejercicio 2022 como consecuencia de la anticipación extraordinaria de la revisión de parámetros aprobada para ese año en aplicación de lo dispuesto por el RDL 6/2022, partiendo el actual semiperiodo en dos (2020-2021 y 2022). Asimismo, el 28 de diciembre de 2022 se publicó la propuesta de orden de parámetros aplicable al siguiente semiperiodo regulatorio (2023-2025) que se esperaba fuese aprobada en Orden Ministerial a lo largo de los primeros meses del año 2023. No obstante, el 8 de julio de 2023 se publicó la orden TED/741/2023 por la que se aprueban los parámetros definitivos aplicables al mencionado periodo y que ajusta sensiblemente los precios asociados al sistema de bandas respecto del borrador publicado así como otras modificaciones de menor calado (modificación en la aplicación de apuntamientos a los diferentes precios y bandas o corrección de los valores de ajuste de años anteriores por detección de errores en los modelos). 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. En 2021, el Grupo modificó y adaptó 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) a 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 el Grupo: 40 - Con carácter general, reconoce en el balance de situación 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 en la mencionada Propuesta de Orden. 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 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 balance de situación 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 41 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 2023 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. - La evolución de los precios de la energía que estima la Dirección del Grupo al cierre del ejercicio anticipa el agotamiento del VNA en las instalaciones eólicas tipo IT-00657 al IT-00659 en las que el Grupo opera en España, por cuanto es altamente probable que, con los precios estimados a futuro, se alcance la rentabilidad mínima garantizada por el RD 413/2014. Una vez alcanzada la rentabilidad mínima garantizada, el mantenimiento de las mismas dentro del régimen retributivo no conlleva un coste significativo ni una obligación adicional respecto del abandono del mismo. En estos casos, la conclusión alcanzada por los Administradores del Grupo es que, a la fecha de formulación de los presentes estados financieros consolidados, abandonar el régimen retributivo no tendría consecuencias económicas más adversas que permanecer en el mismo. No obstante, ante la proliferación de modificaciones regulatorias acaecidas en los últimos meses y la expectativa de que pudieran llegar a producirse modificaciones adicionales por la situación actual de los mercados energéticos, no resulta prudente solicitar el abandono del régimen. - Para las instalaciones eólicas tipo IT-00660 al IT-00663, en cambio, y a diferencia de lo estimado al cierre del ejercicio 2022, 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 28,6 millones de euros 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. - Para las instalaciones tipo de biomasa, al igual que lo estimado al cierre del ejercicio 2022, 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 2023 pasivos no corrientes derivados del ajuste por desviaciones negativas de precios de mercado por importe de 45,2 millones de euros correspondientes a las instalaciones eólicas tipo IT- 00660 a la IT-00663, así como las correspondientes al negocio de biomasa; mientras que a 31 diciembre de 2022, el Grupo tenía registrados pasivos por esta naturaleza por importe de 34,5 millones de euros correspondientes exclusivamente a las instalaciones tipo del negocio de biomasa (véase 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 42 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. 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. 43 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. 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. 44 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 balance de situación 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 balance de situación 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 balance de situación 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 . 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. 45 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. 46 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 2023 y 2022 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.d y 4) - La vida útil de los activos materiales e intangibles (véase nota 3.2.a, 3.2.c, 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.j, y 16). - Los costes futuros para el desmantelamiento de las instalaciones y restauración de terrenos (véase nota 3.2.j 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.m, 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). - Energia pendiente de facturación suministrada a los clientes en el negocio de comercializadora (véase nota 3.2.l 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 nota 20 y Anexo VI). Estas estimaciones se realizaron utilizando la mejor información disponible a 31 de diciembre de 2023 y 2022 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 y reconociendo los efectos del cambio en la estimación en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio afectado. Durante el ejercicio 2023 y 2022, no se han producido cambios significativos en las estimaciones contables realizadas en el ejercicio anterior. 47 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 2023, no ha habido cambios en las políticas contables ni correcciones de errores. 4. Inmovilizado material El movimiento correspondiente a los ejercicios 2023 y 2022, 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 31.12.2021 250 12.625 27 28 610 (5.452) (623) 7.465 Variaciones por cambio de perímetro 1 51 8 1 (35) 26 Altas / Dotación 3 95 7 1 1.337 (369) (84) 990 Bajas (2) (2) 4 64 64 Traspasos 175 2 (177) (24) 24 -- Diferencias de conversión y otros (2) 219 10 (60) (1) 166 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 Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2023 y 2022 son los siguientes: 2023 2022 Inmovilizado Material Coste Amortización y provisiones Total Coste Amortización y provisiones Total Terrenos y construcciones 254 (161) 93 250 (164) 86 Instalaciones técnicas y maquinaria 14.660 (6.971) 7.689 13.163 (6.317) 6.846 Otras instalaciones 59 (33) 26 44 (29) 15 Otro inmovilizado 34 (28) 6 30 (27) 3 Anticipos e inmovilizado en curso 2.627 (22) 2.605 1.780 (19) 1.761 Total 17.634 (7.215) 10.419 15.267 (6.556) 8.711 48 El principal movimiento del ejercicio 2023 se corresponde con las altas por las variaciones de perímetro, principalmente relacionadas con las incorporaciones por el método de integración global de Renomar en España y de la planta fotovoltaica de Moura en Portugal (ver nota 2.3.g). Adicionalmente, las altas del epígrafe “Anticipos e inmovilizado en curso” se corresponden 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 presente ejercicio se han traspasado 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 2023 se ha traspasado el importe de 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 incluye principalmente el efecto de la variación del tipo de cambio del periodo que se ha generado 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 durante el 2023. Durante el ejercicio 2023 las sociedades han activado como mayor valor del inmovilizado material gastos financieros por importe de 66 millones de euros (10 millones de euros a 31 de diciembre de 2022 ) en las instalaciones en construcción en Estados Unidos, Australia, Perú y España principalmente (véase nota 27). A 31 de diciembre de 2023, el Grupo tiene activos materiales inmovilizados que corresponden principalmente a instalaciones de generación de energía eólica, solar fotovoltaica e hidráulica ubicadas en diversas zonas geográficas con diversos entornos regulatorios. A 31 de diciembre de 2023, hay deterioros registrados por importe de 695 millones de euros (620 millones de euros a 31 de diciembre de 2022) 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, 306 millones de euros son no revertibles. 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 2023, no se han puesto de manifiesto aspectos relevantes a reseñar que requieran la realización de los test de deterioro, excepto en el caso de las plantas de biomasa operativas. El Grupo, en el presente ejercicio, ha actualizado los test de deterioro asociados a los activos de generación de energía biomasa operativos ubicados en España debido a la evolución de los precios de mercado y las modificaciones regulatorias comentadas en la nota 2.2, principalmente por el RDL 5/2023, de 28 de junio y por la orden de actualización de parámetros publicada el 9 de julio de 2023, que entre otras medidas, modifica al alza la retribución a la inversión esperada para los activos de biomasa. 49 Para el cálculo del valor en uso se ha realizado una proyección de los flujos de caja esperados hasta el final de la vida útil sin valor terminal de todas las unidades de generación de efectivo (UGE). La UGE establecida para este cálculo es, con criterios generales, la sociedad propietaria de instalaciones operativas, 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. 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. - Las curvas de precios de venta de energía a largo plazo. Las estimaciones de la Dirección en este caso están basadas en los precios medios anuales cotizados del mercado y para aquellos años a muy largo plazo para los que no existe cotización o ésta no es líquida y, por tanto, no es representativa, se ha considerado una evolución de la curva de precios calculada a partir de las variaciones en los precios de cotización del gas y otros componentes. Estos precios se ajustan para cada año por la diferencia que históricamente ha venido sucediendo entre los precios medios de mercado y los precios realmente capturados por cada instalación (desvíos, penalizaciones…). - 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 7,02% (pre-tax) y un 6,5% (post-tax). Del análisis realizado no ha surgido impacto significativo alguno a registrar en la cuenta de resultados consolidada a 31 de diciembre de 2023. 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% (0,5) 0,50% 0,5 Curva de precios -2,50% 2,3 2,50% (2,3) 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 aumento de la provisión de 0,5 millones de euros y una reducción de 0,5 millones de euros, respectivamente. 50 - Asimismo, variaciones al alza y a la baja de un 2,5% en las tarifas del pool resultarían en una reducción de la provisión de 2,3 millones de euros y un aumento de 2,3 millones de euros, respectivamente. Por último, variaciones al alza y a la baja de un 2% en la producción estimada de los activos producirían una reducción de la provisión de 1,1 millones de euros y un aumento de 1,1 millones de euros, respectivamente. El importe de los activos materiales en explotación totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2023 asciende a 182 millones de euros, estando la mayor parte de los mismos en uso (175 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Los principales movimientos del ejercicio 2022 se correspondieron con las altas por las inversiones en curso realizadas fundamentalmente en instalaciones de generación de energía eólica en Australia, España y Perú e instalaciones de generación fotovoltaica en Estados Unidos, España y República Dominicana, principalmente. Adicionalmente, se encontraba la adquisición realizada en diciembre de 2022 del proyecto de almacenamiento de energía con baterías de Cunningham en Texas (Estados Unidos). El movimiento registrado en el ejercicio 2022 en el apartado “Variación por cambios en el perímetro” se correspondió principalmente con la compra del 50% de la sociedad Páramo de los Angostillos, S.L., integrada previamente mediante el método de puesta en equivalencia. Adicionalmente, en junio de 2022, Sierra de Selva, S.L.U., sociedad perteneciente al Grupo en su totalidad, procedió a la compra de 5 parques eólicos pertenecientes a la sociedad Desarrollo de Energías Renovables de Navarra, S.A., representativos de 72MW de potencia eólica, por un importe total de 27 millones de euros. Esta operación de compra se incluyó dentro del apartado de “Aumentos”. Durante el ejercicio 2022 se traspasaron desde Anticipos e inmovilizado en curso a la partida de Instalaciones técnicas dos parques eólicos y una instalación fotovoltaica, todos ellos en España. En el apartado "Diferencias de conversión y otros" del ejercicio 2022 se incluía principalmente el efecto de la variación del tipo de cambio del periodo, generado fundamentalmente en las instalaciones situadas en Estados Unidos, Chile y México, cuyos estados financieros se integran en dólares estadounidenses por haberse apreciado esta moneda frente al euro durante el 2022. Adicionalmente, el Grupo actualizó en 2022 los test de deterioro asociados a diversos activos de generación de energía eólica, hidráulica y de biomasa situados en España, activos eólicos en Estados Unidos y plantas fotovoltaicas en Ucrania, principalmente. Este test se actualizó igualmente en otras áreas con motivo de la evolución y perspectivas de las condiciones económicas de cada jurisdicción, de los mercados de energía correspondientes, el estado de los proyectos, la evolución de los precios, las tasas de descuento y las modificaciones regulatorias acaecidas en cada una de ellas. El análisis realizado implicó una pérdida neta por importe de 20 millones de euros registrada en el epígrafe “Resultado por deterioro de activos”. Las sociedades del Grupo mantienen a 31 de diciembre de 2023 compromisos de adquisición de bienes de inmovilizado material por importe de 802 millones de euros por las instalaciones eólicas, fotovoltaicas y de biomasa actualmente en construcción en Canadá, España, Estados Unidos, Australia y Croacia, principalmente. La cantidad comprometida a 31 de diciembre de 2022 ascendió a 1.203 millones de euros, principalmente en las instalaciones eólicas y fotovoltaicas en construcción en Estados Unidos, Australia y Perú. 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. 51 A 31 de diciembre de 2023 el importe neto de activos materiales que se encuentran en garantía de deudas de financiación asociadas a un proyecto específico es de 1.082 millones de euros (708 millones de euros en 2022). El Grupo mantiene hipotecados terrenos y edificios en garantía de préstamos concedidos, cuyo valor neto contable en libros a 31 de diciembre de 2023 asciende a 19 millones de euros (20 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). 5. Arrendamientos Activos por Derechos de Uso El movimiento habido durante los ejercicios 2023 y 2022 ha sido el siguiente: . Derechos de Uso Terrenos y bienes naturales Construcciones Instalaciones técnicas Maquinaria y elementos de transportes Amortización Total Saldo a 31.12.2021 342 11 91 4 (81) 367 Variaciones por cambio de perímetro 1 1 5 (4) 3 Altas / Dotación 62 6 2 (27) 43 Bajas (2) (75) (1) 33 (45) Diferencias de conversión y otras 10 (1) 4 (5) 8 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 . 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 2023 provienen 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, fundamentalmente. 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). Adicionalmente, el Grupo ha incorporado 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 (ver nota 2.3.g). Además, en el presente ejercicio se han traspasado Activos por Derecho de Uso, principalmente Ter renos junto con su Amortización Acumulada, por valor de 10 millones de euros al epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22). Las altas acaecidas en el 2022 en el epígrafe “Terrenos y bienes naturales” provenían principalmente del reconocimiento de nuevos contratos de alquiler de terrenos por importe de 57 millones de euros asociados a 52 parques eólicos y plantas fotovoltaicas ubicados en Estados Unidos y España fundamentalmente, y en el epígrafe “Construcciones” por nuevos contratos de alquiler de oficinas ubicados en Francia 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). El Grupo, al cierre del ejercicio 2021, tenía reconocido dentro del epígrafe de “Instalaciones técnicas” un contrato de venta con arrendamiento posterior ( Sales and leaseback ) de una planta termosolar en Nevada (Estados Unidos) de 20 años de duración y finalización en diciembre de 2027 y cuyo valor neto contable del activo por derecho de uso y el pasivo asociado ascendían a 48 y 65 millones de euros, respectivamente. Dicho contrato fue cancelado en septiembre de 2022, lo que dio lugar a una plusvalía por importe de 18 millones de euros registrada en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio. 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 2023 y 2022 es el siguiente en millones de euros: 2023 2022 Derechos de uso Coste Amortización Total Coste Coste Amortización Total Terrenos y bienes naturales 527 (80) 447 413 413 (61) 352 Construcciones 21 (8) 13 17 17 (7) 10 Instalaciones técnicas 20 (9) 11 20 20 (9) 11 Elementos de transporte 14 (9) 5 10 10 (7) 3 Total 582 (106) 476 460 460 (84) 376 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 1,4 millones de euros en el ejercicio 2023 (1,5 millones de euros en el ejercicio 2022) y por los contratos relativo s a activos de bajo valor de 0,5 millones de euros en ambos ejercicios. En el ejercicio 2023, el Grupo ha registrado en la cuenta de pérdidas y ganancias gasto por intereses y por amortización por importe de 31 y 26 millones de euros, respectivamente, asociados a estos contratos de arrendamientos (26,1 y 27,3 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2022). El importe total de salidas de efectivo por arrendamientos asciende a 48 millones de euros en ejercicio 2023 (53 millones de euros en el ejercicio 2022). Durante los ejercicios 2023 y 2022, no han existido deterioros registrados en la cuenta de pérdida de ganancias consolidada del Grupo. Obligaciones por arrendamiento no corrientes y corrientes El saldo de pasivo asociado a contratos de arrendamiento, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, se detalla a continuación, en millones de euros: 2023 2022 Corriente No corriente Total Corriente No corriente Total Obligaciones por arrendamiento 19 495 514 16 388 404 Total pasivo por arrendamientos 19 495 514 16 388 404 El Grupo no cuenta con contratos de arrendamiento que contengan garantías de valor residual significativas. 53 El vencimiento de las “Obligaciones por arrendamiento” del Grupo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el siguiente en millones de euros: 2023 2022 Vencimiento Valor nominal Valor nominal Menos de un año 47 38 Entre uno y cinco años 184 146 Más de cinco años 822 606 Total 1.053 790 . 6. Fondo de comercio El movimiento habido durante el ejercicio 2023 en este capítulo del balance de situación 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 En relación al fondo de comercio registrado en el ejercicio 2023, a 31 de diciembre 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 2023 y 2022 ha sido el siguiente: Otros activos intangibles Desarrollo Concesiones Otros Aplicaciones informáticas Amortización Provisiones Total Saldo a 31.12.2021 14 200 5 33 (114) (2) 136 Variación de perímetro 1 94 (2) 93 Altas / Dotación 3 8 11 (25) (1) (4) Bajas (1) (1) Diferencias de conversión y otras 7 (3) 1 5 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 . 54 Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2023 y 2022 son los siguientes: 2023 2022 Otros activos intangibles Coste Amortización y provisiones Total Coste Amortización y provisiones Total Desarrollo 19 (11) 8 17 (9) 8 Concesiones 306 (124) 182 309 (109) 200 Otros 5 (3) 2 5 (2) 3 Aplicaciones informáticas 58 (31) 27 44 (26) 18 Total 388 (169) 219 375 (146) 229 El desglose del epígrafe de concesiones a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el siguiente: 2023 2022 Concesiones Coste Amortización y provisiones Total Coste Amortización y provisiones Total Concesiones intangibles (CINIIF12) 111 (55) 56 115 (51) 64 Otras concesiones 195 (69) 126 194 (58) 136 Total 306 (124) 182 309 (109) 200 El epígrafe “Concesiones” incluye, principalmente, aquellos activos concesionales en los que el riesgo de recuperación del activo es asumido por el 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 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 2023 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 Costa Rica). Se han registrado igualmente traspasos con destino al inmovilizado material por importe total neto de 6 millones de euros referentes a derechos expectantes asociados, principalmente a las plantas fotovoltaicas de Bolarque en España y Calabaza en República Dominicana tras su puesta en marcha. Además, se han traspasado activos intangibles por valor de 1 millón de euros (Concesiones) al epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22). Los movimientos más significativos del ejercicio 2022 se correspondieron con las altas de variación de perímetro por importe de 94 millones de euros relacionadas con la adquisición de participaciones en sociedades titulares de derechos sobre activos intangibles destinados a los servicios de eficiencia energética y gestión de energía para empresas (Eqinov en Francia) y sobre activos intangibles destinados a proyectos de energía renovable futuros (principalmente en Chile, Sudáfrica y Polonia). El importe de los activos intangibles en explotación totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2023 asciende a 44 millones de euros estando la mayor parte de los mismos en uso (39 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). 55 Durante el ejercicio 2023 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 2023. 8. Participación en empresas asociadas El movimiento existente en este epígrafe del balance de situación consolidado adjunto durante los ejercicios 2023 y 2022 es el siguiente: 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 56 Sociedad participada Saldo a 31.12.21 Participación en resultados antes de impuestos Dividendo Efecto impositivo y otras variaciones Saldo a 31.12.22 Energías Renovables Mediterráneas, S.A. 105 32 (30) (6) 101 Desarrollo de Energías Renovables de Navarra, S.A. 17 13 (9) (21) -- Parques Eólicos de Buio, S.L. 21 32 (19) 15 49 Amper Central Solar, S.A. 66 (18) (5) 5 48 Grupo Cathedral Rocks 15 6 (3) 18 Parque Eólico de Deva, S.L. 1 5 (4) 5 7 Parque Eólico de Tea, S.L. 4 6 (5) 5 10 Parque Eólico de Bobia y San Isidro, S.L. 7 (4) 5 8 Parque Eólico Ameixenda Filgueira, S.L. 2 5 (4) 4 7 Parque Eólico A Ruña, S.L. 2 2 (2) 3 5 Blue Canyon Winpower, LLC 2 (1) 1 Grupo Energy Corp. Hungary 3 2 (1) 4 Parque Eólico Virxe do Monte, S.L. 1 1 1 3 Parque Eólico Adraño, S.L. 2 2 (1) 1 4 Grupo Eurovento 1 1 2 Parque Eólico Vicedo, S.L. 2 (1) 1 2 Explotaciones Eólicas Sierra de Utrera, S.L. 2 1 (1) (2) -- Parque Eólico Cinseiro, S.L. 3 1 (1) (3) -- Parque Eólico Currás, S.L. 1 1 (1) 1 2 Alsubh Solar Power, S.A.E. 5 (1) 2 6 Sunrise Energy, S.A.E. 4 (2) 4 6 Rising Sun Energy, S.A.E. 4 (2) 4 6 AT Solar V, SAPI de CV 12 5 17 Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V. 11 2 5 18 Parque Eólico de Abara, S.L. 5 5 (1) 9 Power to Green Hydrogen Mallorca, S.L. 1 13 14 Eolink, S.A.S. 6 6 The Blue Circle, Pte. Ltd. (3) 35 32 Nordex H2, S.L.U. 34 34 Otros 13 5 (14) 4 Total participaciones entidades asociadas 302 110 (93) 104 423 La totalidad de 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 (véase Nota 19) y las diferencias de conversión que ascienden a 3,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (1,3 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). 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. Las principales variaciones registradas en el ejercicio 2023 han sido las operaciones de compra de las sociedades Med Wind Energy, S.L. y Amper Central Solar, S.A., que han descrito en la nota 2.3.g . Las principales variaciones registradas en el ejercicio 2022 fueron las adquisiciones de participaciones en el grupo societario TBC (The Blue Circle) y en la sociedad Nordex H2, descritas en la nota 2.3.g. 57 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 2023 y 2022: Total 2023 Total 2022 ACTIVO Activos no corrientes 544 734 Activos corrientes 126 196 Total activo 670 930 PASIVO Patrimonio Neto 289 423 Pasivos no corrientes 325 410 Pasivos corrientes 56 97 Total pasivo y patrimonio neto 670 930 RESULTADO Importe neto de la cifra de negocios 204 244 Beneficio antes de impuestos 81 110 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 2023 y 2022 en relación con estas participaciones, se resumen a continuación: 2023 2022 Empresas U.T.E. y Comunidad de bienes Empresas U.T.E. y Comunidad de bienes Importe neto de la cifra de negocios 9 16 4 9 Beneficio bruto de explotación (2) 3 3 (6) Beneficio neto de explotación (5) 3 2 (7) Activos no corrientes 30 13 9 6 Activos corrientes 8 4 3 12 Pasivos no corrientes 27 17 28 6 Pasivos corrientes 19 5 8 1 No existen participaciones en operaciones conjuntas que sean significativas para el Grupo. 58 10. Activos financieros no corrientes y corrientes El desglose del saldo de este capítulo del balance de situación consolidado a cierre del ejercicio 2023 y 2022, presentado por naturaleza y categorías a efectos de valoración, es el siguiente: 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 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 31.12.2022 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 Total Instrumentos de patrimonio -- Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas 29 29 Derivados -- Otros activos financieros 3 3 Largo plazo / no corrientes -- -- 32 -- 32 Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas 1 1 Otros créditos 68 68 Derivados 8 8 Otros activos financieros 123 123 Corto plazo / corrientes -- -- 192 8 200 Total -- -- 224 8 232 El importe registrado en el epígrafe de “Otros créditos” a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se corresponde fundamentalmente con depósitos que están pignorados en cumplimiento de las cláusulas de garantía de los contratos de financiación de proyectos de cada uno de los parques en explotación, remunerados a tipos de interés de mercado (véase nota 17). Durante los ejercicios 2023 y 2022 las principales variaciones se corresponden fundamentalmente con las dotaciones y liberaciones de fondos a 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. En el epígrafe “Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas” se incluyen, fundamentalmente, los créditos concedidos a empresas asociadas, no eliminados en el proceso de consolidación, que devengan 59 intereses anuales a tipos de mercado. El valor de mercado de estos activos no difiere sustancialmente del valor contabilizado. En el epígrafe “Otros activos financieros” a largo plazo y a corto plazo, se encuentran, principalmente, los depósitos y fianzas entregadas por el Grupo, entre las que destacan las entregadas por la sociedad 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 2023 no hay que resaltar ninguna variación significativa en los saldos que componen este capítulo del balance de situación 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 2023 y 31 de diciembre de 2022 es la siguiente: . 2023 2022 Deudores a largo plazo 26 26 Derivados 119 112 Periodificaciones a largo plazo 9 8 Total deudores a largo plazo y otros activos no corrientes 154 146 . El epígrafe “Deudores a largo plazo” a 31 de diciembre de 2023 incluye fundamentalmente 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 26,2 millones de euros (25,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Por otra parte, el epígrafe “Derivados” incluye el valor razonable correspondiente a derivados de compraventa de energía en diferentes países, España, Chile, USA y Australia, fundamentalmente: - 19,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 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 2022 se encontraban registrados 38,1 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. - 71,3 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 correspondientes al valor razonable de derivados sobre commodities contratados por filiales del Grupo 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 (59,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Estos contratos se valoran a mercado. 60 - 19,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 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 (13,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). 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 45,1 millones de euros, del cual se han neteado 26 millones de euros a 31 de diciembre de 2023. A 31 de diciembre de 2022 el importe bruto ascendía a 44,5 millones de euros, del cual fueron neteados 30,7 millones de euros. - 9,2 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 correspondiente al valor razonable de derivados sobre commodities contratados por filiales del Grupo en Estados Unidos 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. 12. Existencias La composición de las existencias del Grupo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente: 2023 2022 Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales 194 163 Anticipos entregados 19 18 Provisiones (38) (33) Total existencias 175 148 El epígrafe “Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales” incluye, 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 dotaciones por correcciones valorativas de 5 millones de euros (6 millones de euros en el ejercicio 2022). 61 13. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar La composición del saldo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente: . 2023 2022 Clientes por ventas y prestaciones de servicios 731 437 Deudores, empresas del Grupo (Nota 32) 105 101 Deudores, empresas asociadas (Nota 32) 17 32 Deudores varios 25 15 Derivados (Nota 19) 14 59 Provisiones (24) (13) Total saldo deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 868 631 Anticipos de clientes (3) (3) Total saldo neto a 31 de diciembre 865 628 . 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 2023 un importe de 137 millones de euros (250 millones de euros al cierre del ejercicio 2022). 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 86 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (78 millones de euros a 31 de diciembre de 2022) 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: 2023 2022 Fecha factura hasta 3 meses 701 419 Fecha factura entre 3 y 6 meses 6 6 Fecha factura superior a 6 meses 24 12 Total 731 437 Facturas vencidas a más de 3 meses no provisionadas 6 7 Asimismo, el movimiento de la provisión por pérdidas de valor de las cuentas a cobrar al 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el siguiente: 2023 2022 Saldo inicial (13) (10) Aumento de provisión por deterioro de valor de cuentas a cobrar (11) (3) Saldo final (24) (13) . 62 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 2023 y 2022 es la siguiente: 2023 2022 Tesorería 667 591 Depósitos y otros 69 21 Total tesorería y equivalentes 736 612 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. No existen restricciones de disponibilidad sobre los saldos de tesorería y equivalentes adicionales al comentado en el párrafo anterior. Durante los ejercicios 2023 y 2022, 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 El capital de la Sociedad se encuentra representado por 329.250.589 acciones de un euro de valor nominal cada una, totalmente suscritas y desembolsadas. A 31 de diciembre de 2023 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 83,27% 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 2023 y 2022 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 63 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 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: 2023 2022 Prima de emisión 2.600 2.600 Reserva legal 66 66 Reservas voluntarias 1.763 1.433 Reservas sociedades. consolidadas integración global o proporcional 710 551 Reservas sociedades puestas en equivalencia (46) 44 Subtotal Reservas 5.093 4.694 Diferencias de conversión (27) 92 Total Reservas 5.066 4.786 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 2023 y 2022 ha sido el siguiente: 2023 2022 Número de acciones Coste (millones de euros) Número de acciones Coste (millones de euros) Saldo inicial 130.951 4 53.937 2 Altas 3.057.275 100 3.785.996 137 Bajas (3.058.344) (100) (3.708.982) (135) Movimientos contrato de liquidez (1.069) -- 77.014 2 Resto de altas 2.512.865 65 Resto de bajas Resto de movimientos 2.512.865 65 -- -- Saldo final 2.642.747 69 130.951 4 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. En el ejercicio 2023 destaca en primer lugar la operación de compra en bloque, por la que se adquirió un paquete total de 100.000 acciones propias de la Sociedad como autocartera directa, representativas de un 0,03% del capital social a un precio de 33,80 euros por acción. 64 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, en el ejercicio 2023 la Sociedad ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones. El Programa de Recompra finalizó el 27 de febrero de 2024. Estas operaciones aparecen en el movimiento como resto de movimientos. El Programa de Recompra de acciones propias afectará a un máximo de 4.938.759 acciones, representativas del 1,5%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad y su importe monetario máximo asciende a 173 millones de euros. La finalidad principal del Programa de Recompra es la de reducir capital mediante la amortización de hasta un máximo de 4.488.759 acciones, representativas del 1,36%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad, previo acuerdo de la Junta General de Accionistas. El Programa de Recompra también tiene como finalidad dotar una bolsa de hasta un máximo de 450.000 acciones, representativas del 0,14%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad, para cumplir las obligaciones que puedan derivarse de los Planes de Entrega de Acciones a consejeros ejecutivos, directivos y empleados del Grupo. Durante el ejercicio 2023, el resultado negativo registrado en reservas y procedente de las operaciones con acciones propias realizadas al amparo del contrato de liquidez ha ascendido a 0,1 millones de euros (0,3 millones de euros de resultado positivo en el ejercicio 2022). 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 2023 y 2022 es el siguiente: 2023 2022 Reservas consolidadas Diferencias de conversión Reservas consolidadas Diferencias de conversión Corporación Acciona Energías Renovables, S.L.U. 704 18 1.052 59 Subgrupo Acciona Energía 181 (54) 437 (2) Subgrupo Ceólica Hispania () (256) (1) (483) (1) Subgrupo Alabe Sociedad de Cogeneración 138 86 Subgrupo Ineuropa de Cogeneración (27) (27) Subgrupo Acciona Saltos de Agua (66) (112) Corporación Acciona Eólica, S.L.U. 8 (205) Corporación Acciona Hidráulica, S.L.U. 10 (118) Acciona Eólica de Galicia, S.A.U. 11 (4) KW Tarifa, S.A.U. 3 (10) Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. (43) 10 (21) 36 Otros 1 0 Total 664 (27) 595 92 () Anteriormente Grupo Ceatesalas Ninguna de las sociedades participadas directa o indirectamente por la Sociedad Dominante tiene admitidas a cotización sus acciones y/o participaciones. 65 e) Ajustes en patrimonio por valoración ◾ Cobertura de los flujos de efectivo Este apartado, incluido dentro del epígrafe “Ganancias acumuladas” del balance de situación 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). El movimiento del saldo de este epígrafe a lo largo de los ejercicios 2023 y 2022 se presenta a continuación: 2023 2022 Saldo a 1 de enero 161 4 Incrementos de valor en el ejercicio 276 247 Decrementos de valor en el ejercicio (274) (34) Traspaso a resultados del ejercicio (131) (55) Variación de perímetro (1) Saldo a 31 de diciembre 32 161 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 debido al incremento del precio de la energía (véase nota 19). f) Intereses minoritarios El saldo incluido en este capítulo del balance de situación 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 adjunta se presenta la participación de dichos accionistas minoritarios en los resultados del ejercicio. El movimiento habido en los ejercicios 2023 y 2022, en millones de euros, es el siguiente: Sociedad Saldo a 31.12.22 Resultado ejercicio 2023 Variaciones de perímetro y aportaciones Diferencias de conversión y otros Saldo a 31.12.23 Energías Renovables Mediterraneas, S.A. 12 118 (25) 105 Compañía Eólica Granadina, S.A. 6 (4) 2 Eólica de Villanueva, S.L. 1 1 Eólica de Zorraquín, S.L. 2 2 Grupo Acciona Energía Internacional 374 29 (29) 374 Otros 8 2 (5) 5 Total Intereses Minoritarios 391 43 118 (63) 489 Sociedad Saldo a 31.12.21 Resultado ejercicio 2022 Variaciones de perímetro y aportaciones Diferencias de conversión y otros Saldo a 31.12.22 Compañía Eólica Granadina, S.A. 5 3 (2) 6 Eólica de Villanueva, S.L. 1 1 (1) 1 Eólica de Zorraquín, S.L. 1 1 2 Grupo Acciona Energía Internacional 366 30 (22) 374 Otros 6 1 3 (2) 8 Total Intereses Minoritarios 379 36 3 (27) 391 66 A 31 de diciembre de 2023, 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 59 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 2023 y 31 de diciembre de 2022, por conceptos, referidos a este epígrafe del balance de situación consolidado adjunto es, en millones de euros, el siguiente: 2023 2022 Sociedad Capital y Reservas Resultado Total Capital y Reservas Resultado Total Grupo Acciona Energía Internacional 345 29 374 344 30 374 Energías Renovables Mediterraneas, S.A. 93 12 105 Compañía Eólica Granadina, S.A. 2 2 3 3 6 Eólica de Villanueva, S.L. 1 1 1 1 Eólica de Zorraquín, S.L. 2 2 1 1 2 Otros 3 2 5 7 1 8 Total Intereses Minoritarios 446 43 489 355 36 391 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: 31.12.2023 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) 67 31.12.2022 Subgrupo Acciona Energía Internacional % Minoritarios 25,00% ACTIVO Activo no corriente 2.384 Activos corrientes 306 Total Activo 2.690 PASIVO Patrimonio Neto 998 Patrimonio Neto Atribuido 831 Intereses minoritarios 167 Pasivos no corrientes 1.464 Pasivos corrientes 228 Total Pasivo 2.690 RESULTADO Cifra de negocios 510 Bº de explotación 209 Rdo. antes de impuestos 153 Rdo. después de impuestos 98 Rdo. atribuido a intereses minoritarios (7) Rdo. atribuido a la sociedad dominante 91 ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO Cash-flow de actividades de explotación 267 Cash-flow de actividades de inversión (49) Cash-flow de actividades de financiación (185) . 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 participaciones 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. 68 El nivel de apalancamiento obtenido a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se muestra a continuación: 31.12.2023 31.12.2022 Deuda financiera neta: 3.726 2.021 Deuda con entidades de crédito a largo plazo (nota 16) 1.510 403 Bonos y obligaciones a largo plazo (nota 16) 2.325 1.361 Obligaciones de arrendamiento a largo plazo (nota 5) 495 388 Deuda con entidades de crédito a corto plazo (nota 16) 103 58 Bonos y obligaciones a corto plazo (nota 16) 165 607 Obligaciones de arrendamiento a corto plazo (nota 5) 19 16 IFT (notas 9 y 13), efectivo y otros medios equivalentes (891) (812) Patrimonio neto: 6.356 6.261 De la Sociedad Dominante 5.867 5.870 De accionistas minoritarios 489 391 Apalancamiento 0,59 0,32 . 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. 16. Provisiones y litigios a) Provisiones no corrientes El movimiento del epígrafe “Provisiones no corrientes” del pasivo del balance de situación consolidado, desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es el siguiente: Provisión para pensiones y obligaciones similares Provisiones para riesgos y gastos Provisión responsabilidades Total Saldo a 31.12.21 4 170 2 176 Altas y dotaciones 2 7 9 Bajas (2) (2) Traspasos 1 (1) - Otras variaciones (22) (22) 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 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. 69 Provisiones para pensiones y obligaciones similares a) Dentro del epígrafe del balance de situación 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 79 personas (79 personas en el ejercicio 2022), de los cuales 34 trabajadores se encuentran ya prejubilados o jubilados (34 empleados al cierre del ejercicio 2022). 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 2023 y 2022: 2023 2022 Tipo de interés 3,39% 3,74% Tablas de mortalidad PERM / F2020 PERM / F2020 Rendimiento esperado de activos 3,39% 3,74% 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 2023 y 2022: 2023 2022 Pasivo actuarial inicial 1 3 Pérdidas y ganancias actuariales -- (2) 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 2023 y 2022: 2023 2022 Activo actuarial inicial 1 2 Pérdidas y ganancias actuariales - (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 88 empleados (59 empleados en el ejercicio 2022). 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 2023: 2023 2022 Tipo de interés 9,85% 9,75% Tablas de mortalidad EMSSA-09 EMSSA-09 Revisión salarial 5,00% 6,00% 70 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 2023: 2023 2022 Pasivo actuarial inicial 2 -- Coste devengado en el ejercicio 2 Pasivo actuarial final 2 2 Al 31 de diciembre de 2023 y 2022 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 2023 a 0,4 millones de euros (2 millones de euros en 2022), 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. b) 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 3,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (1,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Las variaciones actuariales registradas derivadas de estos otros conceptos asciende a un beneficio de 1,3 millones de euros en el ejercicio 2023 (0,8 millones de euros de beneficio en el ejercicio 2022). Estos pasivos corresponden en su totalidad a expedientes firmados por sociedades del Grupo en España y México. Provisiones para riesgos y gastos La naturaleza e importe de las principales provisiones provienen de los importes estimados en relación con los compromisos adquiridos de garantías por las instalaciones y maquinaria vendida, principalmente aerogeneradores registrada como “Provisión para responsabilidades” y por desmantelamiento en los parques operativos en la medida que sea exigible por la normativa aplicable registrada como “Provisión para riesgos y gastos”. 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 proyectos internacionales 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 2023, se presenta un saldo por este concepto de 186 millones de euros (153 millones a 31 de diciembre de 2022). 71 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 USA 4,17 - 4,38% 2,6% México 4,18% 2,5% Canadá 4,40% 2,2% Italia 3,90% 2,0% Polonia 5,22% 2,7% Portugal 2,79 - 3,15% 2,0% India 8,00% 6,0% . 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 2023 y 2022. b) Provisiones corrientes El movimiento del epígrafe “Provisiones corrientes” del pasivo del balance de situación consolidado, desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es el siguiente: Otras provisiones Total Saldo a 31.12.21 2 2 Altas y dotaciones 2 2 Saldo a 31.12.22 4 4 Altas y dotaciones 4 4 Bajas (3) (3) Saldo a 31.12.23 5 5 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. Litigios La sociedad polaca Golice Wind Farm Sp. z.o.o. se encuentra a la fecha de preparación de estas cuentas anuales consolidadas en disputa con su cliente principal (ENEA) sobre la rescisión unilateral practicada por este último 72 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 (aprox. 11,6 millones de euros), intereses de demora incluidos. El 21 de febrero de 2022 el tribunal de apelación ha confirmado 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. 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, cuyo recurso se limita a los flujos y activos del deudor, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, en millones de euros, es el siguiente: 2023 2022 Concepto No corriente Corriente No corriente Corriente Deuda con entidades de crédito sin recurso: 303 70 311 45 Financiación de proyectos 280 61 279 35 Otras deudas asociadas a proyectos 23 8 31 9 Hipotecarios para financiación de inmovilizado 1 1 1 Deuda con entidades de crédito con recurso: 1.207 33 92 13 Otras deudas con recurso asociadas a proyectos 1.207 33 92 13 Total deudas con entidades de crédito 1.510 103 403 58 Durante los ejercicios 2023 y 2022, 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 Term SOFR y SOFR para deudas en dólares de los Estados Unidos, el WIBOR para la financiación en Zlotys polacos y el JIBAR para la financiación en rands sudafricanos, como índices más relevantes fuera de la Zona Euro. Una parte importante de la deuda del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se encuentra cubierta mediante derivados financieros que tienen como 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 realizada mediante la figura del “Project Finance” o financiación aplicada a proyectos. Estas estructuras de financiación se aplican a proyectos que son capaces por sí mismos de dar suficiente respaldo a las entidades financieras prestamistas en cuanto al reembolso de las deudas contraídas para llevarlos a cabo. Así, cada uno de ellos se desarrolla normalmente a través de sociedades de propósito específico en las que los activos del proyecto se financian por una parte mediante una aportación de fondos de los promotores, que está limitada a una cantidad determinada, y por otra, generalmente de mayor volumen, mediante fondos ajenos en forma de deuda a largo plazo. El servicio de deuda de estos créditos o 73 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 2023 el epígrafe “Financiación de proyectos” corrientes y no corrientes presenta un aumento neto de 26 millones de euros que se corresponde principalmente con los incrementos derivados de la integración de Renomar (97 millones). En esta partida se incluyen igualmente las amortizaciones programadas de este tipo de préstamos, así como el efecto positivo de las diferencias de conversión del período, fundamentalmente las que proceden de los proyectos cuya moneda es el dólar estadounidense. 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 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 términos de liquidez, esta operación de financiación dota de mayor flexibilidad a la actividad del Grupo puesto que la línea de crédito permite la disposición de cantidades amortizadas durante el periodo de disposición (línea de crédito revólver). La principal variación de la deuda con recurso contemplada en el epígrafe Otros préstamos y créditos bancarios en el ejercicio 2023 se corresponde con el incremento neto de 1.135 millones de euros que viene motivado por disposiciones en líneas de crédito, el desembolso de nuevas operaciones contratadas durante el ejercicio y las disposiciones de financiaciones concedidas a finales del ejercicio anterior (diciembre 2022): el crédito sindicado concedido a Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty. Ltd. por importe de 400 millones de dólares australianos y el préstamo con cobertura de CESCE concedido a la filial MacIntyre Wind Farm Pty Ltd por importe superior a 1.000 millones de dólares australianos. Este último préstamo fue novado en diciembre de 2023 para reflejar el cambio de acreditada, siendo la nueva acreditada Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty. Ltd. Todos estos contratos están remunerados a tipos de interés de mercado. El 26 de mayo de 2021, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. suscribió, con un sindicato de bancos, un contrato de financiación 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. La finalidad principal de esta operación era dejar preparada la estructura financiera del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables de cara a su salida a bolsa, dotándola de autonomía financiera como compañía cotizada independiente de la matriz. 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 de 500 millones de euros de límite. En junio de 2022 y junio de 2023, la totalidad de las entidades acreditantes acordaron aceptar las solicitudes de extensión del tramo C, siendo su nueva fecha de vencimiento el 26 de mayo de 2028. A 31 de diciembre de 2023 las sociedades del Grupo tenían concedida financiación no dispuesta por importe de 1.888 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 2023 el ajuste de riesgo de crédito ha supuesto una menor valoración de los derivados por 0,2 millones de euros, que se ha registrado por un lado como una menor deuda con entidades de crédito 74 por importe de 0,2 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 0,2 millones de euros. En relación con préstamos concretos, determinadas 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 2023 y 2022 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 2023 y 2022, 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 2023 es el siguiente: 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Años siguientes Total 85 388 120 82 321 90 542 1.628 . b) Obligaciones y bonos A continuación, se muestra un detalle a 31 de diciembre de 2023 y 2022, 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 2023 y 2022: 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 75 31.12.22 (Millones de Euros) Saldo 31.12.2021 Emisiones Recompras o Reembolsos Ajustes por tipo de cambio, var perim y otros Saldo 31.12.2022 Valores representativos de deuda emitidos en un estado miembro de la Unión Europea, que han requerido del registro de un folleto informativo 1.006 2.879 (2.303) 3 1.585 Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea (con recurso) 188 188 Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea (sin recurso) 196 0 (14) 13 195 Total corriente y no corriente 1.202 3.067 (2.317) 16 1.968 A 31 de diciembre de 2023, los detalles de las emisiones que componen el saldo de este epígrafe son las siguientes: - 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 2023 los saldos no corrientes y corrientes pendientes de vencimiento netos de los costes de transacción y considerando los intereses devengados no pagados ascienden a 160 y 14 millones de euros respectivamente (180 y 15 millones de euros en el ejercicio 2022) - 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 21 de julio de 2023. Este programa inscrito en Euronext Dublín está suscrito por Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. y 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 2023 el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de 125,5 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 balance de situación 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 21 de julio de 2023. Este programa cuenta con la garantía de su matriz, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y tiene un límite de importe de 3.000 millones de euros. Las agencias de calificación crediticia Fitch y DBRS han otorgado al programa los “ratings” BBB- y BBB (high) 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, 76 podrán devengar intereses fijos o variables, tener diferentes fechas de vencimiento de intereses y principal, emitirse a la par, con prima o bajo par. 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 han realizado dos nuevas emisiones bajo este programa. En abril de 2023 se ha procedido 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 ha realizado 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 de acuerdo con el marco de financiación verde del Grupo Acciona vigente en cada momento, estando plenamente alineadas con la taxonomía de actividades sostenibles y con los requerimientos del marco de bonos verdes de la Unión Europea. A 31 de diciembre de 2023 el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de 1.984,9 millones de euros netos de los costes de transacción y registrado en la parte no corriente del balance de situación consolidado. Los intereses devengados no pagados se encuentran registrados en la parte corriente del balance de situación 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 2023 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 2023 es el siguiente: 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Años siguientes Total 140 16 18 520 23 26 1.742 2.485 . c) Otra información referente a la deuda A 31 de diciembre de 2023 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 4,23% (3,62% a 31 de diciembre de 2022). Durante el ejercicio 2023, el porcentaje de deuda no sujeta a volatilidad de tipos de interés se ha situado en un 58,94% (un 87,57% en el ejercicio 2022). 77 A continuación, se presenta la composición de la deuda financiera en moneda diferente a la funcional a 31 de diciembre de 2023 y 2022 clasificada en función de las principales monedas en las que opera el Grupo (importes en millones de euros): Moneda 2023 2022 Dólar estadounidense 500 481 Rands sudafricanos 136 165 Dólar australiano 880 7 Rupia india 31 33 A continuación, se incluye, en millones de euros, una conciliación del valor en libros de la deuda financiera distinguiendo separadamente los cambios que generan flujos de aquellos que no lo hacen: Saldo a 31.12.21 2.379 Flujo de entrada de efectivo 2.383 Flujo de salida de efectivo (2.365) Variación derivados (12) Variación perímetro 9 Diferencias de conversión y otros 35 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 . 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. 78 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. 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 del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables respecto de la evolución de los tipos de interés y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura que mitiguen estos riesgos. 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 Corporación Acciona Energías Renovables es fundamentalmente el Euribor para operaciones realizadas en euros, el SOFR para operaciones realizadas en dólares estadounidenses tanto en Estados Unidos como en otros países latinoamericanos en los que frecuentemente esta es la moneda en la que se financian, por estar los flujos de generación del activo nominados igualmente en esa moneda, el BBSY para la financiación realizada en dólares australianos y el JIBAR para financiación en rands sudafricanos. 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 2023 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 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 8,4 millones de euros a 31 de diciembre de 2023. 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. 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 diciembre de 2023, supone una variación del valor de la deuda por derivados financieros consolidada ante incrementos de un 1% de la curva de tipos de 25 millones de euros (menor activo neto). Riesgo de tipo de cambio El Grupo continúa desarrollando un proceso de creciente internacionalización de sus negocios, lo que supone una mayor exposición al riesgo de tipo de cambio por operaciones con divisas en los países en los que invierte y opera. La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico Financiera del Grupo empleando criterios de cobertura no especulativos. 79 Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones: - Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas. - Cobros referenciados principalmente a la evolución de monedas al margen del euro. - 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 en divisa diferente. Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro, están sujetas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. 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 2023 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 5.366 385 3.166 736 1.849 185 Rands sudafricanos 156 61 160 24 33 3 Dólar australiano 1.582 413 1.620 178 197 20 Dólar canadiense 355 16 193 108 70 7 . 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. 80 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 (high) 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). 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. 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 renovab le, 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 81 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 prevé 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. De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 20% se encuentra sujeta a retribución regulada (35% de la producción del ejercicio 2022), un 59% se encuentra cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (52% de la producción del ejercicio 2022) y el resto se retribuye a precio del mercado. El Grupo trata de reducir esa 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 esa 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 51% de su producción está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o Hedge), un 17% bajo una regulación o estructuras de feed in tariff 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.H). 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). 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 relacionadas con el cambio climático. Ésta es trasmitida conforme a la guía de reporte de información climática de la Comisión Europea y las recomendaciones del Financial Stability Board, a través de su Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera Relacionada con el Clima (TCFD, 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. 82 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 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 más comúnmente utilizados para la identificación de situaciones de riesgo son tanto los provistos por los últimos informes del IPCC, como los generados en el marco NGFS (por sus siglas en inglés) propuestos por la “Red de Bancos Centrales y Supervisores para la Ecologización del Sistema Financiero”. Corporación Acciona Energías Renovables considera prioritariamente para la valoración de sus riesgos climáticos el escenario NGFS “Current Policies” (para los riesgos físicos) y los escenarios NGFS “Delayed Transition” o “Divergent Net Zero” (para los riesgos transicionales). 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 2023, 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), el descenso de producción hidroeléctrica en España como consecuencia de variaciones en los regímenes de precipitación estacional (probabilidad de ocurrencia estimada alta en el medio plazo) y una menor generación eólica en España por variación en los patrones de viento (en el medio-largo plazo). 83 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 2023, 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 2023 y 2022, se encuentran registrados en el balance de situación consolidado adjunto a su valor de mercado, según el siguiente detalle: 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 Derivados de tipos de interés Nivel 2 24 3 Derivados de tipos de cambio Nivel 2 6 2 Cobertura de energía Nivel 2 14 86 88 Otros derivados de energía Nivel 2 34 15 28 Total derivados 20 144 17 119 Millones de euros 31.12.2022 Tipología derivados Nivel de jerarquía Activo (notas 10 y 11) Pasivo (notas 17 y 20) Corriente No corriente Corriente No corriente Derivados de tipos de interés Nivel 2 3 Derivados de tipos de cambio Nivel 2 8 Cobertura de energía Nivel 2 59 98 10 95 Otros derivados de energía Nivel 2 14 15 17 Total derivados 67 112 25 115 Derivados de tipos 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 pasivos financieros a largo plazo a tipo fijo o variable. 84 Los instrumentos financieros derivados de cobertura de tipo de interés contratados y vigentes a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se encuentran registrados en el balance de situación consolidado adjunto a su valor de mercado, según el siguiente detalle: 2023 2022 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: Cobertura de flujos de efectivo: Interest rate swap 226 (3) 2 2 (3) 4 Cobertura de valor razonable: Cobertura de valor razonable: Interest rate swap 500 22 Total 726 (3) 24 2 (3) -- 4 -- () 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 balance de situación consolidado. Dentro de los derivados de tipo de interés, los más utilizados son las permutas financieras (“swaps”) de tipo de interés y 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 parques eólicos, así como el resto de plantas de generación de energías renovables. A 31 de diciembre de 2023, el tipo de interés fijo de los derivados financieros referenciados al Euribor varía entre un 0,46% y un 5,125% (entre un 0,02% y un 4,08% a 31 de diciembre de 2022). Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes en la fecha del balance de situación consolidado. En las permutas financieras sobre tipos de interés que están diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo , 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 0,3 millones de euros deudores a 31 de diciembre de 2023 y 1 millón de euros de impuesto anticipado neto a 31 de diciembre de 2022, se ha registrado con cargo o abono a cuentas del patrimonio neto (véase nota 21). Por otro lado, en las coberturas de valor razonable , la pérdida o ganancia por cobertura del subyacente se reconoce como un ajuste por cobertura en el balance de situación 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. 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 (1) 10 19 Asociadas () 1 1 1 () 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. 85 Los métodos y criterios utilizados por el Grupo para determinar el valor razonable de los instrumentos financieros se describen en la nota 3.2.e) de las presentes cuentas anuales consolidadas. El valor nocional de los pasivos objeto de cobertura de tipo de interés proviene de: 2023 2022 Sociedades grupo o multigrupo 634 100 Sociedades asociadas () 92 147 Total nocionales contratados 726 247 () 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 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Sociedades grupo 609 562 544 537 526 520 Asociadas () 86 79 72 66 59 52 () Importes detallados al porcentaje de participación. Derivados de tipo de cambio El Grupo utiliza derivados sobre divisas para cubrir operaciones y flujos de efectivo futuros significativos en distintas monedas. A 31 de diciembre de 2023, las valoraciones a mercado de las coberturas de tipo de cambio se encuentran registradas como “Valor razonable de derivados financieros” en el pasivo corriente por importe de 2 millones de euros y en el activo corriente por importe de 6 millones de euros y se corresponden principalmente con seguros de cambio para cubrir exposiciones a moneda extranjera (8 millones de euros de activo corriente como “Valor razonable de derivados financieros” a 31 de diciembre de 2022). Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes en la fecha del balance de situación. Prácticamente en su totalidad, las operaciones de compra de divisa están diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo y el valor razonable de las mismas se difiere y registra, en función de si la partida abierta se encuentra o no registrada, dentro del patrimonio neto o en la cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio. 86 El detalle de las operaciones vigentes al 31 de diciembre de 2023, es el siguiente, expresado en millones de la divisa contratada: 2023 Divisa Último vencimiento Importe contratado (en millones de divisa) Activo financ. (nota 10) Compra de divisas USD 03.01.2023 -- Compra de divisas AUD 02.01.2024 40 Venta de divisas USD 21.03.2024 533 (2) Venta de divisas AUD 21.03.2024 127 5 Derivados 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 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 2023 y 31 de diciembre de 2022 es el siguiente en millones de euros: 2023 2022 Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () 4.035 (131) 134 2.826 (137) 171 (2) () 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, en los diferentes mercados a plazo disponibles actualmente (OMIP, MEFF, EEX, …), coberturas financieras del precio de venta de energía a corto plazo que se liquidan por diferencias, fundamentalmente forwards y swaps, de acuerdo a su política y a las expectativas que en cada momento tenga la Alta Dirección del Grupo respecto de la evolución de los precios de la energía a nivel nacional. Por otra parte, el Grupo contrata de igual forma 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. Determinadas filiales del Grupo que se encuentran en Australia, Polonia y Canadá tienen firmados 87 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 como ajustes por cambios de valor en el patrimonio neto. 2023 2022 Derivados de energía Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Inversión en asociadas () Cobertura contable 2.637 (88) 100 2.446 (105) 157 (58) () El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos. A 31 de diciembre de 2023 el impacto en reservas, en resultados y en minoritarios, neto del impacto fiscal, asciende a un importe positivo en reservas de 24 millones de euros (150 millones de euros de impacto positivo a 31 de diciembre de 2022), un importe positivo neto en la cuenta de resultados de 1 millón de euros (4 millones de euros de importe negativo neto a 31 de diciembre de 2022) y un importe negativo de 2 millones de euros en minoritarios (17 millones de euros de importe negativo a 31 de diciembre de 2022), y todos ellos con contrapartida en la cuenta de deudores por derivados no financieros por importe de 100 millones de euros, 86 millones de euros dentro del apartado de “Deudores por operaciones de tráfico a largo plazo” (véase nota 11) y 14 millones de euros dentro del apartado de “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar”; en la cuenta de acreedores por derivados no financieros por importe de 88 millones de euros, dentro del apartado “Acreedores por derivados no financieros” (véase nota 20). Derivados de energía clasificados a valor razonable con cambios 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”. . 2023 2022 Derivados de energía Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Nocional contratado Pasivo financiero Activo financiero Con cambios en resultados 1.398 (43) 34 380 (32) 14 . 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 coste por un importe de 8 millones de euros en el ejercicio 2023 (60 millones de euros de coste en el ejercicio 2022). El resumen de los impactos en el patrimonio neto de las valoraciones de instrumentos derivados a 31 de diciembre de 2023 es el siguiente: 88 Concepto 2023 Pasivo financiero por cobertura de tipo de interés 3 Activo financiero por cobertura de tipo de interés (nota 9) (2) Impacto negativo en patrimonio por cobertura de tipo de interés por sociedades asociadas, neta de impuestos (2) Impuesto neto deudor por cobertura de tipo de interés Otros, principalmente por la participación de Externos en operaciones de cobertura de tipo de interés (7) Saldo ajuste por variaciones de valor en operaciones de cobertura de tipo de interés (8) Pasivo por contratos de energía 88 Activo por contratos de energía (99) Impacto negativo en patrimonio por contratos de energía por sociedades asociadas, neta de impuestos Impuesto neto deudor por contratos de energía 13 Otros, principalmente por la participación de externos en operaciones de contratos de energía (4) Activos financieros netos liquidados diariamente en efectivo (22) Saldo ajuste por variaciones valor contratos de energía (neto externos e impuesto) (24) Total saldo deudor por ajustes en variación de valor a 31 de diciembre (nota 15) (32) . 20. Otros pasivos no corrientes y corrientes El desglose de este epígrafe del balance de situación es el siguiente, en millones de euros: . No corrientes Corrientes 2023 2022 2023 2022 Subvenciones 92 93 Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios 97 21 Acreedores a largo plazo 111 47 Acreedores por derivados no financieros 116 112 Deudas con empresas del Grupo 52 101 Deudas con empresas asociadas y vinculadas 340 208 Remuneraciones pendientes de pago 45 36 Otros acreedores 33 28 Proveedores de inmovilizado 18 26 812 851 Administraciones públicas (nota 21) 80 76 Saldo final 774 507 1.022 1.092 El movimiento habido en el epígrafe de “Subvenciones” en los ejercicios 2023 y 2022, es el siguiente: . Subvenciones Saldo a 31.12.2021 91 Altas 2 Imputación a resultados (nota 24) (5) Otros 5 Saldo a 31.12.2022 93 Imputación a resultados (nota 22) (7) Variación de perímetro 8 Otros (2) Saldo a 31.12.2023 92 . Dentro de este epígrafe de “Subvenciones”, la variación más significativa tanto del ejercicio 2023 como del 2022, se debe a la imputación de resultados del ejercicio. El movimiento registrado en el apartado “Variación de perímetro” en el ejercicio 2023 se corresponde con la compra del porcentaje adicional de la sociedad Amper Central Solar, S.A., integrada previamente mediante el método de puesta en equivalencia. El epígrafe 89 de “Otros” recoge fundamentalmente las diferencias de cambio derivadas de la apreciación del dólar estadounidense frente al euro. Dentro del epígrafe de “Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios” se encuentra registrada la venta anticipada de los derechos sobre el Investment Tax Credit (ITC, véase Anexo V) de un proyecto de baterías en Estados Unidos. El importe correspondiente a estos derechos se imputa a la cuenta de resultados durante el periodo de vida útil del proyecto. El epígrafe “Acreedores a largo plazo” del pasivo no corriente del balance de situación 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 y que a 31 de diciembre de 2023 asciende a un importe de 45,8 millones de euros (34,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2022) (véase Nota 3.2.l). A 31 de diciembre de 2023 y 31 de diciembre de 2022 el Grupo ha aplicado 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 las IT-00657, IT-00658, IT-00659, IT-00660, IT-00661, IT-00662 e IT-00663. A efectos de los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2023 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 las IT-00657, IT-00658 y IT-00659 dado que para el resto de las IT ya no se concluye que sea altamente probable 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 2023 y 2022) para 2023-2025 y ajustada en base a las estimaciones de penetración de renovables y otros efectos con impacto a largo plazo, y para los que es razonable pensar que las conclusiones alcanzadas representan un alto grado de consenso de mercado. El importe del ajuste negativo por diferencias sobre los precios de mercado no reconocido por este motivo a 31 de diciembre de 2023 asciende un pasivo de 106,1 millones de euros (146 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Por otra parte, el valor del ajuste negativo por desviaciones en el precio de mercado de aquellas IT con vida útil regulatoria pendiente, relacionadas con activos operados por el Grupo y cuyo VNA ya es cero a 31 de diciembre de 2023, es de 70,9 millones de euros, de los cuales 30,5 millones de euros corresponden a las IT- 00654 e IT-00655 y por tanto su vida regulatoria finalizaría en el presente semiperiodo regulatorio. A 31 de diciembre de 2023 la partida “Acreedores por derivados no financieros” incluye un importe de 116 millones de euros (112 millones de euros a 31 de diciembre de 2022) correspondiente al valor razonable de derivados sobre commodities contratados por filiales 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 (véase nota 17 y 19). Para determinados contratos incluidos en el epígrafe, por importe de 19 millones de euros (17 millones de euros a 31 de diciembre de 2022), 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 61 millones de euros, de los cuales se han neteado 42 millones de euros a 31 de 90 diciembre de 2023. A 31 de diciembre de 2022 el importe bruto ascendía a 66 millones de euros, del cual fueron neteados 49 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 y Perú, así como en las plantas fotovoltaicas de Estados Unidos y España. Adicionalmente, en el presente ejercicio se han realizado 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 balance de situación 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 e IVA en España. Por otra parte, el importe registrado en el epígrafe “Deudas con empresas asociadas y vinculadas” del pasivo no corriente y corriente del balance de situación consolidado se encuentran las aportaciones financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones del Grupo, fundamentalmente cinco instalaciones de producción de energía renovable en Estados Unidos a través de la estructura de Tax Equity Investor por importe de 334,6 millones de euros (205,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). En el ejercicio 2023, las aportaciones netas recibidas por el Grupo por este concepto han sido de 152 millones de euros (en el ejercicio 2022 no se recibieron aportaciones). Estos préstamos devengan intereses anuales a un tipo equivalente a la rentabilidad objetivo establecida en contrato (véase nota 3.2.g). Asimismo, este epígrafe también recoge los créditos recibidos de empresas asociadas, no eliminados en el proceso de consolidación y que devengan intereses anuales a tipos de mercado. 21. Situación fiscal 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. Ejercicios sujetos a inspección fiscal A 31 de diciembre de 2023 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 los principales impuestos que son de aplicación a las sociedades del grupo de consolidación fiscal. El resto de las entidades consolidadas españolas tiene, 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 91 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 del Grupo estiman que los pasivos que pudieran derivarse no tendrían un impacto significativo sobre el patrimonio del Grupo. Actuaciones inspectoras abiertas 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 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. La Audiencia Nacional acordó finalmente la suspensión admitiendo como garantía los derechos eólicos de las zonas 10 y 12 del plan eólico de la Comunidad Valenciana. 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. 92 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. 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 miles euros 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 2.784 miles euros (intereses de demora incluidos). El 27 de septiembre de 2023, la Oficina Técnica dictó Acuerdo de liquidación por importe de 2.683 miles euros (intereses de demora incluidos) que confirmaba la regularización realizada, interponiéndose reclamación económico-administrativa ante el Tribunal Económico-Administrativo Central (TEAC) el 3 de noviembre de 2023, pendiente de presentación de alegaciones. La deuda ha sido suspendida con aportación de aval, aceptado por la Delegación Central de Grandes Contribuyentes el 16 de noviembre de 2023. 93 Saldos mantenidos con las Administraciones Públicas Los saldos deudores y acreedores con Administraciones Públicas, a 31 de diciembre, son los siguientes: 2023 2022 Diferido Corriente Diferido Corriente Saldos deudores 564 275 509 242 IVA/IGIC 171 136 Devolución de impuestos 5 14 Impuestos diferidos deudores 564 509 Impuesto sobre Sociedades 99 92 Saldos acreedores 797 93 767 118 Impuesto sobre Sociedades 13 42 Retenciones IRPF 7 7 IVA/IGIC 35 41 Impuestos diferidos acreedores 797 767 Seguridad Social 4 3 Impuestos locales (principalmente Impuesto de electricidad) 34 25 . 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 2023 y 2022 se muestra a continuación: 2023 2022 Resultado consolidado antes de impuestos 776 1.057 Diferencias permanentes 238 231 Resultado contable ajustado 1.014 1.288 Gasto por impuesto ajustado al tipo impositivo 263 333 Deducciones (3) (9) Créditos fiscales no reconocidos 18 24 Gasto por impuesto del ejercicio 278 348 Variación tipo impositivo (1) Regularización impuesto ejercicios anteriores y otros (68) (86) Gasto por impuesto en la cuenta de resultados 209 262 Gasto por impuesto sobre sociedades corriente 213 366 Gasto por impuesto sobre sociedades diferido (4) (104) 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 2023 se incluyen las diferencias positivas por importe de 44 millones de euros por el efecto de ajustes inflacionarios de sociedades con tributación en Chile y México (diferencias positivas de 76 millones de euros en el ejercicio 2022). Igualmente, incluyen las diferencias positivas por importe de 162 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 84 millones de euros en el ejercicio 2022). Igualmente, tiene impacto el 5% de la no deducibilidad de los 94 dividendos recibidos de las filiales, principalmente en España, registrándose una diferencia permanente positiva por importe de 32 millones de euros en el ejercicio 2023 (18 millones de euros en el ejercicio 2022). 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. 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 y Costa Rica o como consecuencia de la actualización de los créditos fiscales reconocidos por inflación en aquellas jurisdicciones donde se establece dicho derecho. Impuestos reconocidos en el patrimonio neto Independientemente de los impuestos sobre beneficios reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, en los ejercicios 2023 y 2022 el Grupo ha repercutido en su patrimonio neto consolidado los siguientes importes por los siguientes conceptos: 2023 2022 Variación en el valor razonable de instrumentos financieros 36 (28) Total 36 (28) 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 2023 y 2022 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: 2023 2022 Bases imponibles negativas pendientes de compensar 289 266 Deducciones pendientes de compensar 11 7 Instrumentos financieros derivados 29 26 Deterioros y otras provisiones 102 76 Otros conceptos 133 134 Total impuestos diferidos deudores 564 509 Impuestos diferidos acreedores con origen en: 2023 2022 Instrumentos financieros derivados 44 81 Amortizaciones libres y aceleradas 493 502 Asignaciones a activos de diferencias de primera consolidación 200 132 Otros conceptos 60 52 Total impuestos diferidos acreedores 797 767 95 El detalle de activos y pasivos por impuestos diferidos que se presentan netos a efectos contables a cierre del ejercicio es el siguiente: Activos 2023 2022 Pasivos 2023 2022 Bases imponibles negativas pendientes de compensar 5 Instrumentos financieros derivados 5 Deterioros y otras provisiones 16 29 Libertad de amortización 12 29 Otros conceptos Otros conceptos 4 Total 21 29 Total 21 29 A 31 de diciembre de 2023, 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 12 millones de euros. De este importe, prácticamente la totalidad se corresponde con bases imponibles negativas no activadas en el balance de situación 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. Adicionalmente, algunas filiales de México, Estados Unidos, Australia, Chile y Sudáfrica, entre otros países, tienen registrados créditos fiscales por las bases imponibles negativas pendientes de compensar. Asimismo, existen en el área internacional bases imponibles negativas no registradas por importe de 430 millones de euros generadas principalmente en Estados Unidos, Chile e India. A 31 de diciembre de 2023, 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 2024-2028 25 2029-2033 91 2023-2043 11 No prescriben 167 Total 294 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, 224 millones corresponden a créditos fiscales registrados en EEUU, México, Chile y Sudáfrica como consecuencia, fundamentalmente, de la aplicación en estos países de beneficios por amortización acelerada previstos en la legislación correspondiente. Las deducciones pendientes de compensar corresponden, principalmente, a las generadas en España por importe de 7 millones de euros. Al cierre del ejercicio 2023, las fechas de vencimiento de las deducciones pendientes de aplicar registradas en el balance de situación consolidado eran las siguientes, en millones de euros: País Importe Periodo de prescripción España 7 No prescriben Estados Unidos 3 No prescriben Australia 1 No prescriben Total 11 No prescriben 96 Al cierre del ejercicio hay deducciones pendientes de aplicar no activadas por importe de 5 millones de euros en el área internacional y por 16 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, Chile 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 y Australia principalmente. Este epígrafe igualmente recoge el impacto en diferidos de homogeneizaciones realizadas como parte del proceso de consolidación y eliminación de márgenes internos. 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 presente ejercicio se han realizado operaciones 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 Parque Eólico Virxe Do Monte, S.L., Parque Eólico de Vicedo, S.L., Parque Eólico de Ameixenda-Filgueira, S.L., Parque Eólico de Currás, S.L. y Parque Eólico de A Ruña, S.L. por la entidad Parque Eólico de Adraño, S.L., documentada en escritura pública de fecha 28 de noviembre de 2023. - Fusión por absorción de las sociedades Parque Eólico de Deva, S.L. y Parque Eólico de Tea, S.L. por la entidad Parques Eólicos de Buio, S.L., documentada en escritura pública de fecha 28 de noviembre de 2023. - Fusión por absorción de las sociedades Ceatesalas, S.L.U., Energías Renovables de Barazar, S.L.U., Corporación Eólica La Cañada, S.L.U. y Acciona Eólica Cesa, S.L. por la entidad Ceólica Hispánica, S.L., documentada en escritura pública de fecha 5 de diciembre de 2023. 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. Otra información 97 El Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica se encuentra 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. 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 producirá en el ejercicio impositivo posterior (2023) y que será objeto de liquidación y pago en 2024. En su calidad de grupo multinacional de gran magnitud, al Grupo le resultan de aplicación las reglas modelo contra la erosión de la base imponible del Pilar Dos (también denominadas Reglas GloBE) aprobadas por el Marco Inclusivo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE)/G20 sobre BEPS (Base Erosion and Profit Shifting) el 14 de diciembre de 2021 al que se adhirieron, entre otros muchos, 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 opere y en la que el tipo impositivo efectivo, calculado a nivel jurisdiccional, sea inferior al tipo mínimo del 15%. A la fecha actual, la legislación del Pilar Dos se encuentra en proceso de aprobación en España, y su entrada en vigor se prevé a principios del ejercicio 2024 con efectos retroactivos a 1 de enero de 2024, por lo que, a 31 de diciembre de 2023, el Grupo no tiene impacto relacionado con las normas de Pilar Dos en su gasto por impuesto corriente del ejercicio 2023 ni, por tanto, en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2023. El Grupo ha asumido el compromiso explícito de aplicar las directrices de la OCDE de Pilar Dos. El Grupo está alineado con los principios y acciones propugnados por la OCDE y está trabajando en el análisis del impacto de la nueva norma de Pilar Dos para establecer un sistema de cumplimiento y de control y gestión que le permita adaptarse a la normativa en tiempo y forma. En este sentido, si bien el análisis del Grupo aún se está llevando a cabo, teniendo en cuenta el marco normativo existente, se ha realizado un cálculo estimado del Impuesto Complementario derivado de la aplicación de la norma de Pilar Dos, según las declaraciones tributarias más recientes, el informe Country-by- Country y los estados financieros de las entidades constitutivas del Grupo, y en base a ello y sujeto a acontecimientos de carácter imprevisto, no se espera un impacto patrimonial significativo derivado de la aplicación de las reglas modelo dado que en las principales jurisdicciones en las que opera el Grupo se cuenta con un tipo impositivo efectivo de, al menos, el 15% y/o presencia relevante de personal y equipo que implican la exclusión de rentas sujetas al Impuesto Complementario. A este respecto, hay que puntualizar que las jurisdicciones en las que opera el grupo cuyo tipo impositivo efectivo es inferior al 15% no son jurisdicciones materiales y, en consecuencia, tampoco lo es el potencial Impuesto Complementario que pudiera surgir. 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 que directamente afectan al Grupo fiscal de Acciona SA son: la fijación de límites a la compensación de bases imponibles negativas, la introducción ex novo 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 98 del del Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre Sociedades, aprobado por el Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo. Ninguna de ellas tiene un impacto significativo en el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. 22. Activos y pasivos mantenidos para la venta A 31 de diciembre de 2023 y 2022 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: 2023 2022 Inmovilizado material 247 Derechos de uso 10 Otros activos intangibles 1 Activos por impuestos diferidos 3 Otros activos 1 Activos mantenidos para la venta 262 -- Asimismo, a 31 de diciembre de 2023 y 2022 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: 2023 2022 Deuda financiera corriente y no corriente 373 Pasivos por impuestos diferidos 28 Acreedores comerciales y otras cuentas a cobrar 1 Otros pasivos 13 Pasivos mantenidos para la venta 415 -- Los ingresos y gastos acumulados reconocidos directamente en patrimonio neto a 31 de diciembre de 2023 y 2022, en relación con los activos clasificados como mantenidos para la venta se detallan a continuación: 2023 2022 Coberturas de flujos de efectivo 2 Total ingresos y gastos reconocidos 2 -- En el ejercicio 2023, 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 de un total de 16 proyectos eólicos situados en España que suman un total de 308 megavatios, los cuales se encuentran todos ellos en explotación. 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 1.177 millones de euros a 31 de diciembre de 2023. El importe de avales y garantías prestados a 31 de diciembre de 2022 era de 980 millones de euros. 99 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. 24. Ingresos Importe neto de la cifra de negocios El detalle de los ingresos del Grupo se desglosa a continuación: 2023 2022 Ventas Energía (ingresos provenientes de ventas con clientes) 1.803 2.420 Energía (ingresos provenientes de liquidaciones de cobertura de venta de energía) 224 (176) Instalaciones y equipos 7 3 Biocombustibles 3 4 Comercializadora 1.433 1.784 Otras ventas 46 253 Prestación de servicios 31 63 Total cifra de negocios 3.547 4.351 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 2023, el Grupo tiene registrados 113,6 millones de euros de ventas de energía de comercializadora pendientes de facturar (127,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). La variación que se ha producido en el ejercicio se debe fundamentalmente a la disminución en el precio de la energía. 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). 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, República Dominicana, Croacia, Perú y España. El importe registrado por este concepto en el ejercicio 2023 asciende a 328 millones de euros (273 millones de euros en el ejercicio 2022). Adicionalmente en este epígrafe se incluyen las subvenciones de capital transferidas al resultado que ascienden en el ejercicio 2023 a 7 millones de euros y en el ejercicio 2022 a 5 millones de euros (véase nota 20). 100 25. Gastos Gastos de explotación El desglose de los gastos de explotación del Grupo es el siguiente: . 2023 2022 Aprovisionamientos 1.776 2.206 Compras 1.713 2.409 Consumos por contratos de cobertura 94 (197) Variación de existencias (31) (6) Gastos de personal 256 210 Sueldos y salarios 204 174 Seguridad social 35 25 Otros gastos de personal 17 11 Servicios exteriores 599 629 Tributos 150 102 Otros gastos de gestión corriente 4 4 Subtotal 2.785 3.151 Variación de provisiones 19 13 Dotación a la amortización 472 421 Total 3.276 3.585 . Personal El número medio de personas empleadas en el curso del ejercicio 2023 y 2022 por categorías profesionales y distribuida entre hombres y mujeres ha sido el siguiente: 2023 2022 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Directivos y mandos 460 174 634 412 144 556 Técnicos titulados 885 448 1.333 752 389 1.141 Personal administrativo y soporte 14 109 123 11 78 89 Resto de personal 956 53 1.009 528 41 569 Total Personal medio 2.315 784 3.099 1.703 652 2.355 De la plantilla media del ejercicio 2023, 3.008 personas tenían la condición de fijos en plantilla (2.261 en el ejercicio 2022) de los cuales 2.249 eran hombres y 759 mujeres (1.638 y 623 respectivamente en el ejercicio 2022). A 31 de diciembre de 2023, el número medio de personas empleadas en el curso del ejercicio por las sociedades comprendidas en la consolidación, con discapacidad mayor o igual al 33%, ha ascendido a 61 empleados (empleo directo y empleo indirecto). El porcentaje de cumplimiento de la Ley 13/1982 de 7 de abril de Integración Social de los Minusválidos (LISMI), que fija que en aquellas sociedades con una plantilla superior a 50 empleados debe existir un mínimo de un 2% de contratos para trabajadores con discapacidad, ha sido de un 3,96%. 101 Servicios exteriores El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente, en millones de euros: 2023 2022 Reparación y conservación 123 200 Arrendamientos y cánones 88 87 Servicios profesionales independientes 126 94 Primas de seguros 18 27 Suministros 28 31 Otros gastos 216 190 Total 599 629 . Variación de provisiones El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente: 2023 2022 Variación provisión por créditos incobrables 11 3 Variación provisión existencias 5 6 Otras provisiones 3 4 Variación de provisiones 19 13 Resultado por deterioro de activos El detalle de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para los ejercicios 2023 y 2022, es el siguiente: 2023 2022 Deterioro de otros activos (notas 4 y 6) 11 21 Total 11 21 . 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 2023 y 2022, es el siguiente: . 2023 2022 Resultado por variación en el valor razonable de derivados con cambio en resultados 8 (59) Resultado por ineficiencia de derivados de cobertura 1 (5) Total 9 (64) . A 31 de diciembre de 2023 y 2022, 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 102 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, entre los distintos países que conforman las geográficas. Las ventas entre segmentos se efectúan a precios de mercado. A continuación, se presenta la información por segmentos, correspondiente a los ejercicios 2023 y 2022: 31.12.23 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total Grupo 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 657 49 184 (19) 45 916 Resultados financieros 149 (16) (208) (41) (24) (140) Resultado antes de impuestos 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) -- 524 103 Saldos a 31.12.23 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total Grupo 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 41 481 130 34 789 Activos no corrientes 3.451 657 6.197 1.582 318 12.205 Existencias 94 11 60 8 2 175 Deudores comerciales y otras a cobrar 281 74 98 380 20 853 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 1.141 189 624 413 89 2.456 Total activo 4.592 846 6.821 1.995 407 14.661 PASIVO Y PATRIMONIO NETO Patrimonio neto consolidado 2.953 521 2.377 337 168 6.356 Deuda financiera 395 57 1.909 1.329 145 3.835 Obligaciones de arrendamiento 138 49 240 68 495 Otros pasivos 328 91 1.180 89 64 1.752 Pasivos no corrientes 861 197 3.329 1.486 209 6.082 Deuda financiera 25 13 203 12 14 267 Obligaciones de arrendamiento 10 3 4 2 19 Acreedores comerciales y otros pasivos 328 112 908 158 16 1.522 Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta 415 415 Pasivos corrientes 778 128 1.115 172 30 2.223 Total pasivo y patrimonio neto 4.592 846 6.821 1.995 407 14.661 104 31.12.22 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total Grupo Importe neto de cifra de negocios 3.197 364 642 73 75 4.351 Otros ingresos y gastos de explotación (2.064) (287) (392) (42) (23) (2.808) Resultado de puesta en equivalencia 120 (17) 2 6 (1) 110 Resultado bruto de explotación (EBITDA) 1.253 60 252 37 51 1.653 Dotaciones, deterioros y otros (137) (72) (170) (22) (27) (428) Resultado de explotación 1.116 (12) 82 15 24 1.225 Resultados financieros 101 (24) (195) (24) (26) (168) Resultado antes de impuestos 1.217 (36) (113) (9) (2) 1.057 Gasto por impuesto de sociedades (300) (9) 56 (2) (7) (262) Resultado del ejercicio 917 (45) (57) (11) (9) 795 Intereses minoritarios (7) (4) (18) (1) (6) (36) Resultado atribuible a la sociedad dominante 910 (49) (75) (12) (15) 759 Saldos a 31.12.22 Segmentos España Resto de Europa América Australia Otras zonas Total Grupo ACTIVO -- -- -- -- -- -- Inmovilizado material e intangible 2.673 472 4.539 978 278 8.940 Derechos de uso 118 45 177 36 376 Participaciones contabilizadas aplicando el método de la participación 261 58 37 18 49 423 Activos financieros no corrientes y otros activos 101 30 426 96 34 687 Activos no corrientes 3.153 605 5.179 1.128 361 10.426 Existencias 78 15 47 7 1 148 Deudores comerciales y otras a cobrar 242 81 85 199 24 631 Otros activos financieros corrientes y otros activos 163 21 218 3 37 442 Efectivo y equivalentes 207 80 84 213 28 612 Activos corrientes 690 197 434 422 90 1.833 Total activo 3.843 802 5.613 1.550 451 12.259 0 PASIVO Y PATRIMONIO NETO Patrimonio neto consolidado 2.157 474 2.509 961 160 6.261 Deuda financiera 339 49 1.111 82 183 1.764 Obligaciones de arrendamiento 118 47 182 41 388 Otros pasivos 274 118 879 92 72 1.435 Pasivos no corrientes 731 214 2.172 215 255 3.587 Deuda financiera 508 13 112 12 20 665 Obligaciones de arrendamiento 8 2 4 2 16 Acreedores comerciales y otros pasivos 439 99 816 360 16 1.730 Pasivos corrientes 955 114 932 374 36 2.411 Total pasivo y patrimonio neto 3.843 802 5.613 1.550 451 12.259 105 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 2023 y 2022: 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 48 122 2 Resultados financieros (49) (62) (70) Resultado antes de impuestos (1) 60 (68) 31.12.22 Países Estados Unidos de América México Chile Importe neto cifra de negocios 103 230 262 Otros ingresos y gastos de explotación (56) (76) (249) Resultado de puesta en equivalencia (1) 2 Resultado bruto de explotación (EBITDA) 46 156 13 Dotaciones, deterioros y otros (46) (67) (42) Resultado de explotación -- 89 (29) Resultados financieros (81) (36) (70) Resultado antes de impuestos (81) 53 (99) 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 2023 y 2022: 31.12.23 Tecnologías Eólica Fotovoltaica Hidráulica Biomasa y termosolar Otras Total Grupo 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 703 90 124 8 (9) 916 Resultados financieros (89) (52) 3 4 (6) (140) Resultado antes de impuestos 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) 524 106 31.12.22 Tecnologías Eólica Fotovoltaica Hidráulica Biomasa y termosolar Otras Total Grupo Importe neto cifra de negocios 2.013 76 309 96 1.857 4.351 Otros ingresos y gastos de explotación (741) (24) (109) (57) (1.877) (2.808) Resultado de puesta en equivalencia 124 (14) 110 Resultado bruto de explotación (EBITDA) 1.396 38 200 39 (20) 1.653 Dotaciones, deterioros y otros (310) (71) (5) (20) (22) (428) Resultado de explotación 1.086 (33) 195 19 (42) 1.225 Resultados financieros (80) (43) (34) (3) (8) (168) Resultado antes de impuestos 1.006 (76) 161 16 (50) 1.057 Gasto por impuesto de sociedades (305) 65 (35) 3 10 (262) Resultado del ejercicio 701 (11) 126 19 (40) 795 Intereses minoritarios (34) (2) (36) Resultado atribuible a la sociedad dominante 667 (11) 126 17 (40) 759 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, 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 han detallado 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 2023 y 2022, en función del origen de las partidas que lo conforman es el siguiente: 2023 2022 Ingresos de otros valores y créditos 5 2 Otros ingresos financieros 20 5 Total ingresos financieros 25 7 Por deudas con terceros (195) (100) Capitalización de gastos financieros (nota 4) 66 10 Otros gastos financieros (50) (42) Total gastos financieros (179) (132) El importe que durante los ejercicios 2023 y 2022 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 1 millón de euros para el ejercicio 2023 y 13 millones de euros para el ejercicio 2022. 107 28. Propuesta de distribución de resultados La propuesta de distribución del beneficio del ejercicio 2023 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): 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 La distribución del beneficio del ejercicio 2022 aprobada en Junta General de Accionistas el pasado 1 de junio de 2023 fue la siguiente (en euros): 2022 Base de reparto: Pérdidas y ganancias de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 555.053.717 Distribución: A Reservas voluntarias 324.578.305 Dividendo 230.475.412 Total 555.053.717 29. Aspectos medioambientales El Grupo, en línea con la estrategia dictada por el Grupo Acciona y con su política medioambiental, desarrolla actividades y proyectos relacionados con la gestión en este ámbito. Además de los costes inicialmente incurridos por el Grupo en la instalación de sus parques eólicos y otras instalaciones productivas, en materia de actuaciones medioambientales, el Grupo ha registrado gastos por importe de 9 y 8,8 millones de euros en los ejercicios 2023 y 2022, respectivamente, en relación con aspectos medioambientales, fundamentalmente estudios y gastos de vigilancia y seguimiento de programas medioambientales. Durante el presente ejercicio las sociedades del Grupo no han incorporado a su inmovilizado material medidas destinadas específicamente a la protección y mejora del medioambiente por valor de 4,3 millones de euros. A 31 de diciembre de 2023 y 2022 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. 108 30. Beneficio por acción El beneficio diluido por acción es coincidente con el beneficio básico por acción, de acuerdo con el siguiente detalle: Año 2023 Año 2022 Resultado neto del ejercicio (miles euros) 524.114 758.698 Número medio ponderado de participaciones sociales en circulación 326.607.842 329.119.638 Beneficio básico por participación (euros/participación) 1,6 2,3 . 31. Hechos posteriores No se han producido acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio que puedan afectar de forma significativa a las cuentas anuales consolidadas del Grupo al 31 de diciembre de 2023 o a la actividad presente o futura del mismo. 32. Operaciones con partes vinculadas 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 empresas asociadas, con su accionista mayoritario y con las sociedades que consolidan en consolidados superiores del Grupo Acciona se desglosan a continuación. 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). En este sentido, el Consejo de Administración del Grupo, 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. 109 Operaciones con el accionista mayoritario Al 31 de diciembre de 2023 y 2022 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 2023 2022 2023 2022 Deudores comerciales (nota 13) 2 6 Acreedores comerciales 34 19 Saldos por tributación consolidada 86 78 47 95 Ingresos y gastos de explotación 58 47 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. Operaciones con empresas del Grupo Acciona Al 31 de diciembre de 2023 y 2022, 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 2023 2022 2023 2022 Deudores comerciales (nota 13) 9 9 Anticipos entregados 4 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 137 34 Créditos / préstamos financieros Saldos por tributación consolidada 8 8 5 6 Ingresos y gastos de explotación 32 41 486 142 Ingresos y gastos financieros Al 31 de diciembre de 2023 y 2022, 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 2023 han ascendido a 7 millones de euros. - 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 2023 han ascendido a 206 millones de euros. Adicionalmente el Grupo ha incorporado en el ejercicio 2023 a su 110 inmovilizado material anticipos de obra con el Grupo Nordex por importe de 152 millones de euros en diferentes proyectos en construcción. El Grupo Nordex ha pasado a lo largo del ejercicio 2023 de ser empresa asociada a ser empresa del Grupo Acciona por el aumento de participación del Grupo Acciona sobre el Grupo Nordex y el consiguiente cambio de método de consolidación. Todas las transacciones se han realizado a precios de mercado. Operaciones con empresas asociadas Al 31 de diciembre de 2023 y 2022, los saldos deudores y acreedores mantenidos con empresas asociadas son los siguientes: Saldos deudores /Ingresos Saldos acreedores /Gastos 2023 2022 2023 2022 Deudores comerciales (nota 13) 17 32 Créditos con entidades asociadas (nota 10) 41 30 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 15 361 Ingresos y Gastos de explotación 20 41 40 332 Ingresos y Gastos financieros 5 2 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. En la parte acreedora, en el ejercicio 2022 los saldos y transacciones corresponden principalmente a las operaciones con el Grupo Nordex: - Los generados por operaciones realizadas en relación con la ejecución de contratos de mantenimiento de diferentes plantas de generación de energía renovable del Grupo por importe de 10 millones de euros. - 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 por importe de 333 millones de euros. Operaciones con otras partes vinculadas Saldos deudores /Ingresos Saldos acreedores /Gastos 2023 2022 2023 2022 Créditos / préstamos financieros (nota 20) 340 208 Ingresos y gastos financieros 19 16 El saldo acreedor a liquidar con otras partes vinculadas a 31 de diciembre de 2023 y 2022 recoge las aportaciones financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones del Grupo (ver nota 20). 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 111 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. Durante los ejercicios 2023 y 2022 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 2023 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. 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. 112 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 la Política de Remuneraciones para los Consejeros aplicable desde la fecha efectiva de admisión a negociación de las acciones de Acciona Energía en el mercado regulado el 1 de julio de 2021 y que mantendrá su vigencia hasta el año 2024. Sin perjuicio de lo anterior, 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, 2025 y 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 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. 113 La retribución total del Consejo de Administración por el desempeño de sus funciones como órgano de administración de la Sociedad durante el ejercicio 2023 ha sido de un total de 1.332 miles de euros (1.332 miles de euros en el ejercicio 2022), según el siguiente desglose: Remuneración fija Remuneración por pertenencia a Comisiones del Consejo 2023 2022 D. José Manuel Entrecanales Domecq D. Juan Ignacio Entrecanales Franco D. Rafaél Mateo Alcalá (Consejero Ejecutivo) Dña. Sonia Dulá 100 70 170 170 D. Juan Luis López Cardenete 100 63 163 155 Dña. Karen Christiana Figueres Olsen 100 55 155 155 D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld 100 63 163 155 Dña. Inés Elvira Andrade Moreno ** 41 29 70 169 Dña. María Salgado Madriñán 100 69 169 188 D. Rosauro Varo Rodríguez 100 61 161 170 Dña. María Fanjul Suárez 100 81 181 170 Dña. María Teresa Quirós Álvarez * 59 41 100 Total 800 532 1.332 1.332 () Consejeros que causaron alta en el Consejo durante el año 2023. () Consejeros que causaron baja en el Consejo durante el año 2023. Durante los ejercicios 2023 y 2022, 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 836 miles de euros en el ejercicio 2023 (718 miles de euros en el ejercicio 2022). Adicionalmente, ha recibido retribuciones en especie por 27 miles de euros y 26 miles de euros en los ejercicios 2023 y 2022, respectivamente, y un beneficio bruto por acciones consolidadas de 167 miles de euros en el ejercicio 2023, 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, en atención a la consecución de objetivos y desempeño vinculados a periodos anuales contemplados 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 2022 (1.025 acciones) y que quedaron diferidas en un año. En 2022 recibió un beneficio bruto por acciones consolidadas de 112 miles de euros recibidas en concepto del 80% de la entrega anual de acciones acordada por el Consejo de Administración en 2022 (4.099 acciones) a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones. 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 2.362 miles de euros y 2.188 miles de euros en los ejercicios 2023 y 2022, respectivamente. No se han otorgado anticipos, créditos ni garantías a favor de los miembros del Órgano de Administración. 114 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 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 115 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 2022 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 CFSO Belén Linares Corell Directora de Innovación Brett Wickham Director País Australia 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 Desarrollo Corporativo y Estrategia José Ignacio Escobar Troncoso Director País Sudamérica Juan Otazu Aguerri Director de Producción Klaus Falgiani Director País Europa y Norte de África Maite Ecay Marchite Directora de Organización, Talento y Salud Miguel Ángel Alonso Rubio Director País México y Centroamérica 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 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 2023 y 2022 puede resumirse en la forma siguiente: 2023 2022 Número de personas 21 22 Retribución (miles de euros) 8.118 8.725 El importe reflejado en los ejercicios 2023 y 2022 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 116 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. 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. (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 117 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 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: 118 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. 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. 119 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. 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 2022, asciende a 21.920 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 2023. Los dos tercios restantes se imputarán a la cuenta de resultados de los ejercicios 2024 y 2025. 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. Beneficiarios: Aquellos directivos que el Consejo de Administración libremente proponga. Quedan excluidos de este Plan los Consejeros Ejecutivos. 120 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 2023 se han entregado 9.664 acciones de la Sociedad a 20 directivos del grupo en pago de parte de su retribución variable en efectivo del año 2022 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 ha sido establecido en Australia durante el primer semestre del año 2023. En aplicación de dicho plan en Australia, en el ejercicio 2023 se han entregado 2.601 acciones a empleados del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables. 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 2023, se han entregado 77.139 acciones valoradas al precio de cotización del cierre bursátil del día 31 de marzo de 2023. 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. 121 El Plan de Accionistas para empleados ha sido establecido en Australia durante el segundo semestre del año 2023. En aplicación de dicho plan en Australia, en el ejercicio 2023 se han entregado 650 acciones a empleados del Grupo Acciona Energía. 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 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 de los Consejeros Ejecutivos con cargo a la retribución variable del ejercicio 2022 que se realizaron en 2023 fueron de 500 miles de euros. El importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por el Consejero en esta materia asciende a 1.038 miles de euros a 31 de diciembre de 2023. 122 C. Auditor Durante los ejercicios 2023 y 2022, 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 2023 2022 2023 2022 Auditoría 3 2 -- -- Total servicios de auditoría y relacionados 3 2 -- -- Servicios de asesoramiento fiscal -- -- 2 2 Otros servicios -- -- 2 2 Total otros servicios profesionales -- -- 4 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 0,9 millones de euros en 2023 (0,9 millones de euros en 2022). - Otros servicios de verificación por importe de 0,2 millón de euros en el ejercicio 2023 (0,2 millones de euros en 2022), 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 a Administradores 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 2023, 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. 123 35. 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 de cierre de balance 2023 2022 Días Días Periodo medio de pago a proveedores 14,32 12,51 Ratio de operaciones pagadas 13,61 12,03 Ratio de operaciones pendientes de pago 36,21 48,24 Importes (millones de euros) Importes (millones de euros) Total pagos realizados 2.357 3.884 Total pagos pendientes 77 52 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. 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 2023 2022 Volumen monetario pagado en euros (millones de euros) 2.296 3.783 Porcentaje que supone sobre el total monetario de pagos a los proveedores 97% 97% Número de facturas pagadas 366 129.929 Porcentaje sobre el número total de facturas pagadas a proveedores 92% 89% 124 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 2023, por integración global y la información relacionada con las mismas, son las siguientes (importes 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. 10 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 Distributed Generation Chile SPA Chile Energía eólica 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 Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energía Atlanta II, S.L.U. España Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energía Atlanta III, S.L.U. España Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. - Acciona Energía Brasil LTDA Brasil Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - 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. 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. - Acciona Energía Financiación Filiales, S.A.U. A España Financiera 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 274 Acciona Energía Global Egypt, LLC A Egipto Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Acciona Energia Global Italia, S.R.L. A Italia Energía eólica 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. 392 Acciona Energía Internacional, S.A. A España Sociedad de cartera 75% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 727 Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. A México Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 4 Acciona Energía Perú S.A.C. Perú Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 2 Acciona Energia Re Luxemburgo Otros 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 21 Acciona Energía Servicios México, S. de RL de C.V. A México Construcción 100% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 5 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. - 125 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Acciona Energy Canada Global Corp. Canadá Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 41 Acciona Energy Global Ucrania LLC A Ucrania Sociedad de cartera 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Acciona Energy India Private, Ltd C India Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 3 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 Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 148 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 Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 52 Acciona Energy Singapore PTE LTD A Singapur Energía solar 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. 5 Acciona Energy South Africa O&M (Proprietary) Limited (antes Firefly Investments 238 (proprietary) Limited) C 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. 1.319 Acciona Eólica Calabria, S.R.L. Italia Energía eólica 100% Acciona Energia Global Italia, S.R.L. 1 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 Sociedad de cartera 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. 3 Acciona Esco Belgium S.R.L. Bélgica 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, 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. 1.146 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 Energía eólica 100% Acciona Energy USA Global, LLC - Acciona Proyectos Renovables para Hidrógeno, S.L.U. España Energía hidrógeno 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Acciona Recarga,S.L. A España Energía puntos recarga 93,6% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 21 Acciona Saltos de Agua, S.L.U. A España Energía hidráulica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. - 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. 83 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. - 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. - Acciona Wind Energy Canada Inc. Canadá Sociedad de cartera 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 13 126 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) 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. 409 AE Mex Global S. de R.L. de C.V. A México Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 17 AEGC Forty Mile Wind LP A Canadá Energía eólica 100% Acciona Energy Canada Global Corp. 40 AEUG Asset Holdco Canada Inc Canadá Energía eólica 100% Acciona Renewable Energy Canada Hold. LLC - AEUG Asset Holdco US, LLC EEUU Energía eólica 100% Acciona Energy USA Global, LLC 1 AEUG Fleming Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% AEUG Solar Development LLC 12 AEUG Madison Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% AEUG Solar Development LLC 3 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 161 AEUG Solar Holdco LLC EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC - AEUG Union Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% AEUG Solar Development LLC 124 Alabe 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 - Alfa SPA Chile Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 3 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. - Ardenna, SPA Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - Artsyz-Solar LLC A Ucrania Energía solar 94,4% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Baltyk Energia Sp. Z.o.o. Polonia Energía eólica 100% Acciona Energy Poland Global, 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 41,2% Acciona Energy South Africa Pty. Ltd. 7 BT Cunningham Storage LLC A EEUU Energía almacenamiento 100% Acciona Energy USA Global, LLC 141 Cargacoches Cantabria, S.L.U. España Energía puntos recarga 93,6% Acciona Recarga, S.L. - 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 Oaxaca Cuatro, 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 Ceólica Hispania, S.L.U. A España Energía eólica 100% Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. 423 Charge and Parking, S.L.U. España Energía puntos recarga 93,6% Acciona Recarga, S.L. 1 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 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. 330 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. 2 127 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Cotoperí Solar FV, SRL 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 Dempsey Ridge Wind Farm, LLC A EEUU Energía eólica 75% Acciona Wind Energy USA, LLC 138 Desarrollos Renovables Eólicos y Solares, S.L.U. España Energía solar 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 6 Desarrollos Renovables del Norte, S.L.U. España Energía solar 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 3 Dymerka Photovoltaic Power Plant-2 LLC A Ucrania Energía solar 100% Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o. - Dymerka Solar LLC A 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 A 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. 8 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 - 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. 18 Energía Renovable del Sur, S.A. Perú Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 13 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. 2 Energías Renovables Mediterráneas, S.A. C España Energía eólica 75% Acciona Generación Renovables S.A. 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 Enren, S.R.L. República Dominicana Energía solar 100% Acciona Energía Dominicana, S.R.L. 7 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 66,7% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 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. - Eqinov, S.A.S. E Francia Energía eficiencia 100% Acciona Esco, S.L.U. 81 Estación de Servicio Legarda, S.L.U. España Biocombustibles 100% Acciona Biocombustibles, S.A.U. 1 Eurus, S,A.P.I de C.V. A México Energía eólica 70,5% Acciona Energía México, S.R.L. de C.V. - Fe Berg River proprietary limited Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. Ltd. - Fe Bonne Esperance proprietary limited Sudáfrica Energía eólica 100% 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 174 128 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Fort Bend Solar LLC A EEUU Energía solar 100% Fort Bend Holding LLC 292 Fort Point Finance LLC EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 291 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 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 Hidroeléctrica del Serradó, S.L.U. España Energía hidráulica 100% Acciona Saltos de Agua, S.L.U. 2 High Point Holding LLC EEUU Sociedad de cartera 100% Fort Point Finance LLC 117 High Point Solar, LLC A EEUU Energía solar 100% High Point Holding LLC 161 Hudzovka Solar 1 LLC A Ucrania Energía solar 92,2% Dymerka Solar poland Sp. Z.o.o. - Hudzovka Solar 2 LLC A Ucrania Energía solar 88,6% 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 84,7% 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. - 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. - Irrigation Solar Farm, S.L.U. España Energía solar 100% Acciona Distributed Generation, S.L.U. - Kallfu, SPA Chile Energía eólica 80% Acciona Energía Global, S.L.U. - Kirov ITG, S.L.U. España Otros 100% Desarrollos Renovables Eólicos y Solares, S.L.U. - 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. 7 La Chalupa Finance, LLC EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global LLC 76 La Chalupa Holding, LLC A EEUU Sociedad de cartera 100% La Chalupa Finance, LLC 76 La Chalupa, LLC A EEUU Energía eólica 100% La Chalupa Holding, LLC 185 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 Holding 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 Holding 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. 30 129 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) 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. 75 Mortlake South Wind Farm Pty. Ltd. A Australia Energía eólica 100% Mortlake Soyuth Wind Farm Holdings Pty. Ltd. 74 Mt. Gellibrand Wind Farm Holding Pty, Ltd. Australia Sociedad de cartera 100% Acciona Energía Global, S.L.U. 9 Mt. Gellibrand Wind Farm Pty, Ltd. A Australia Energía eólica 100% Mt. Gellibrand Wind Farm Holding Pty, Ltd. 9 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 Termosolar 75% NVS1 Investment Group, LLC 57 Notos Produçao de Energía Eléctrica, LDA A Portugal Energía eólica 52,5% Sistemas Energéticos Sayago, S.L.U. - NVS1 Investment Group, LLC EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Solar Energy, LLC 57 Oakleaf investment Holdings 86 (proprietary) limited C Sudáfrica Construcción 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. Ltd. - Palmas Wind Finance LLC EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global LLC 110 Palmas Wind Holding LLC A EEUU Sociedad de cartera 100% Palmas Wind Finance LLC 103 Palmas Wind, LLC A EEUU Energía eólica 100% Palmas Wind Holding LLC 186 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 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. - 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. 15 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 Pleiades S.A. Chile Energía solar 100% Alfa SPA 3 Pofadder Wind Facility 1 Pty. Ltd. Sudáfrica Energía eólica 100% Acciona Energy South Africa Global Pty. Ltd. - Proyectos Renovables Innovadores, S.A.U. España Energía eólica 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Punta Palmeras, S.A. A Chile Energía eólica 75% Acciona Energía Internacional, S.A. 37 Pyrenees Wind Energy Developments Pty. Ltd A Australia Energía eólica 75% Pyrenees Wind Energy Holdings Pty. Ltd 8 Pyrenees Wind Energy Holdings Pty. Ltd A Australia Sociedad de cartera 75% Acciona Energy Oceanía, Pty. Ltd 11 Rec Energy Solutions, S.L.U. España Energía puntos recarga 93,6% Acciona Recarga, S.L. - Red Hills Finance, LLC A EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Wind Energy USA, LLC - Red Hills Holding, LLC A EEUU Sociedad de cartera 71,3% Red Hills Finance, LLC - Red Hills Wind Project, LLC A EEUU Energía eólica 71,3% Red Hills Holding LLC - Red Railed Hawk, LLC EEUU Energía solar 100% Acciona Energy USA Global, LLC 132 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 - Saltos del Nansa I, S.A.U. A España Energía hidráulica 100% Acciona Saltos de Agua, S.L.U. 42 Saltos y Centrales de Catalunya, S.A.U. A España Energía hidráulica 100% Acciona Saltos de Agua, S.L.U. 16 San Roman Finance, LLC EEUU Sociedad de cartera 100% Acciona Energy USA Global, LLC 48 San Roman Holding, LLC A EEUU Sociedad de cartera 100% San Roman Finance, LLC 46 San Roman Wind I, LLC A EEUU Energía eólica 100% San Roman Holding, LLC 119 130 Sociedades del Grupo Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) 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. 3 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. - Solarna Elektranae Promina d.o.o Croacia Energía solar 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Solbioext 2, S.L. España Energía solar 75% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 1 Solhidro Green Suministradora,S.L.U. (antes Jerson ITG, S.L.U.) España Otros 100% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Solvboext 1, S.L. España Energía solar 75% 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 Surya Energy Photo Voltaic India Pvt, Ltd C India Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Tatanka Finance, LLC EEUU Sociedad de cartera 75% Acciona Wind Energy USA, LLC 1 Tatanka Wind Holding, LLC A EEUU Sociedad de cartera 75% Tatanka Finance, LLC 2 Tatanka Wind Power, LLC A EEUU Energía eólica 75% Tatanka Wind Holding, LLC 191 Terranova Energy Corporation, S.A.U. España Energía eólica 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 Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - 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. - 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. - 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. - 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. - 131 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 Pio X Energias renovaveis LTDA Brasil Energía eólica 100% Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. - 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. Argentina Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.U. - Vientos Bajo Hondo, S.A. Argentina Energía eólica 100% Acciona Energía Global, S.L.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 41,2% 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 132 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 (importes en millones de euros): Sociedades controladas conjuntament e Auditor País Actividad principal % Particip. efectiva en el grupo Titular de la participación Valor neto s/ Libros (millones de euros) Acciona Common Ventures, S.L. (antes Corporación Eólica Catalana, S.L.) España Sociedad de cartera 50,00% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 20 Alderaan Energia, S.L.U. España Energía eficiencia 35,00% Solideo Group, S.L. - Chin Chute Windfarm JV A Canadá Energía eólica 37,50% Acciona Wind Energy Canada Inc. 5 Iniciativas Energéticas Renovables, S.L. España Energía eólica 50,00% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Magrath Windfarm JV A Canadá Energía eólica 37,50% Acciona Wind Energy Canada Inc. 3 Solideo Eco Systems, S.L.U. E España Energía eficiencia 35,00% Solideo Group, S.L. 25 Solideo energy, S.L.U. España Energía eficiencia 35,00% Solideo Group, S.L. 2 Solideo Group, S.L. España Sociedad de cartera 35,00% Acciona Common Ventures, S.L. (antes Corporación Eólica Catalana, S.L.) 37 () Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros 133 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 (importes en millones de euros): Sociedades Puestas en equivalencia Auditor País Actividad principal % Particip. Efectiva en el Grupo Titular de la participación Valor neto s/Libros (millones de euros) Acciona Global Renewables, S.L. España Otros 46,58% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Acciona Nordex Green Hidrogen, S.L. (antes Nordex H2, S.L.) España Energía Hidrógeno 25,00% Acciona Common Ventures, S.L. (antes Corporación Eólica Catalana, S.L.) 83 Acciona Plug Portugal, unipessoal lda. Portugal Energía hidrógeno 50,00% Acciona Plug, S.L. - Accionaplug Valle H2V Navarra, S.L. España Energía hidrógeno 50,00% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Accionaplug, S.L. A España Energía hidrógeno 50,00% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 3 Alsubh Solar Power, S.A.E. A Egipto Energía Solar 50,00% 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 Ardemer ITG, S.L. España Energía Solar 50,00% Acciona Generación Renovables S.A. - AT Operadora Puerto Libertad, SAPI de CV México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar I, SAPI de CV México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar II, SAPI de CV México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar III, SAPI de CV México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 1 AT Solar V, SAPI de CV A México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 20 Blue Canyon Windpower, LLC EEUU Energía eólica 14,00% Acciona Wind Energy USA, LLC 1 Carnotavento, S.A. España Inactiva 24,50% Eurovento, S.L.U. - Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd Australia Energía eólica 37,50% Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd 23 Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd Australia Energía eólica 37,50% Acciona Energy Oceania Pty, Ltd 13 Cathedral Rocks Wind Farm, Pty. Ltd A Australia Energía eólica 37,50% Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd 23 Energías Eólicas de Castellón, S.L.U. España Energía eólica 50,00% Med Wind Energy, S.L. - Energy Corp Hungary Megújuló Energia Hasznosító KFT (antes Energy Corp Hungary KFT) E Hungría Energía eólica 50,00% Ceólica Hispania, S.L.U. 1 Eólicas Mare Nostrum, S.L. España Energía eólica 75,00% Acciona Generación Renovables S.A. 10 Eolink, S.A.S Francia Energía eólica 23,74% Acciona Energía Global, S.L.U. 6 Eurovento. S.L.U. España Energía eólica 50,00% Ceólica Hispania, S.L.U. 2 Infraestructuras de Movilidad Urbana Sostenible AQ JV, S.L España Energía puntos recarga 51,00% Acciona Generación Renovables S.A.U. - 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. - 134 Líneas Eléctricas Asturianas. S.L. España Tenedora de activos 50,00% Eurovento, S.L.U. - Líneas Eléctricas de Galicia II. S.L. España Tenedora de activos 35,00% Eurovento, S.L.U., P.E.de Adraño, S.L. - Líneas Eléctricas de Galicia III. S.L. España Tenedora de activos 50,00% Eurovento, S.L.U., P.E.de Adraño, S.L. - Líneas Eléctricas de Galicia. S.L. España Tenedora de activos 50,00% Eurovento, S.L.U., P.E.de Adraño, S.L. - Med Wind Energy, S.L. España Energía eólica 50,00% Acciona Generación Renovable, S.A.U. 118 Mov-R H1 Szélerömü Megújuló Energia Hasznosító KFT E Hungría Energía eólica 49,25% Energy Corp Hungary Megújuló Energia Hasznosító KFT (antes Energy Corp Hungary KFT) 2 Operador del Mercado Ibérico – Polo Español. S.A. D España Otros 5,00% Acciona Generación Renovables S.A.U. 2 Parque Eólico de Abara, S.L. C España Energía eólica 50,00% Ceólica Hispania, S.L. 1 Parque Eólico de Adraño, S.L. C España Energía eólica 50,00% Ceólica Hispania, S.L. 21 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 50,00% Ceólica Hispania, S.L. 1 Parques Eólicos de Buio, S.L. C España Energía eólica 50,00% Ceólica Hispania, S.L. 14 Power to Green Hydrogen Mallorca S.L. España Energía Hidrógeno 44,00% Acciona Generación Renovables S.A.U 14 Renen Services LLC A Egipto Energía Solar 50,00% Acciona Energía Global, S.L.U. - Renercycle, S.L. España Otros 15,80% Acciona Generación Renovable, S.A.U. - Rising Sun Energy, S.A.E. A Egipto Energía Solar 50,00% Civerzba ITG, S.L.U. 5 Sistemes Electrics Espluga, S.A. España Energía eólica 50,00% Energías Eólicas de Catalunya, S.A.U. 2 Sunrise Energy, S.A.E. A Egipto Energía Solar 50,00% Efrato ITG, S.L.U. 5 The Blue Circle Pte. Ltd (y dependientes) E Singapur Tenedora de activos 49,99% Acciona Energía Global, S.L.U. 37 Tuto Energy I, S.A.P.I. de C.V. México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. - Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V. A México Energía Solar 50,00% AE Mex Global S. de R.L. de C.V. 19 Vento Mareiro, S.L. España Inactiva 24,50% Eurovento, S.L.U. - Ventos e Terras Galegas II, S.L. España Tenedora de activos 50,00% Ceólica Hispania, S.L. - Ventos e Terras Galegas, S.L. España Tenedora de activos 50,00% Ceólica Hispania, S.L. - () Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros 135 ANEXO IV MODIFICACIONES EN EL PERÍMETRO DE CONSOLIDACIÓN Las cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2023 han sido 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 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 136 Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación Solideo Group, S.L. España Sociedad de cartera Compra Proporcional Los cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2022 fueron los siguientes: Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación Acciona Airport Customer Services GMBH Alemania Energía eficiencia Compra Global Acciona Energía Brasil LTDA Brasil Sociedad de cartera Alta Global Acciona Facility Services Germany GMBH Alemania Energía eficiencia Compra Global Acciona Green Energy Portugal, Lda Portugal Comercialización Alta Global AEUG Solar Development LLC EEUU Sociedad de cartera Alta Global AEUG solar holdco llc EEUU Sociedad de cartera Alta Global Alfa spa Chile Energía solar Compra Global Ardemer ITG, S.L. España Energía Solar Compra Participación Bahia Eólica I Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica II Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica III Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica IV Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica IX Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica V Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica VI Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica VII Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Bahia Eólica VIII Energias S.A. Brasil Energía eólica Compra Global BT Cunningham Storage LLC EEUU Energía almacenamiento Compra Global Corporación Eólica Catalana, S.L. España Energía eólica Cambio método Proporcional Cotoperí solar FV, SRL República Dominicana Energía Solar Compra Participación Desarrollo de Energías Renovables de Navarra, S.A. España Energía eólica Venta Participación Energias Renovables Operacion & Mantenimiento, S.L.U. España Mantenimiento Compra Global Enren, S.RL. República Dominicana Energía solar Compra Global Eolink, S.A.S Francia Energía eólica Compra Participación Eqinov, S.A.S. Francia Energía eficiencia Compra Global Explotaciones Eólicas Sierra de Utrera. S.L. España Energía eólica Venta Participación Firefly Investments 238 Pty. Ltd. Sudáfrica Mantenimiento Cambio método Global Infraestructuras de Movilidad Urbana Sostenible AQ JV, S.L España Energía puntos recarga Alta Participación Jerson ITG, S.L.U. España Otros Compra Global Kirov ITG, S.L.U. España Otros Compra Global Langhoogte wind farm Pty. Ltd. Sudáfrica Energía eólica Compra Global Llewin Brzeski wind farm Sp. Z.o.o. Polonia Energía eólica Compra Global Narzym Wind Farm Sp. Z.o.o. Polonia Energía eólica Compra Global Nordex H2, S.L. España Energía Hidrógeno Compra Participación Oakleaf Investment Holdings 86 Pty. Ltd. Sudáfrica Construcción Cambio método Global Páramo de Los Angostillos, S.L. España Energía eólica Cambio método Global Parque Eólico Cinseiro, S.L. España Energía eólica Venta Participación Pleiades S.A. Chile Energía solar Compra Global Power To Green Hydrogen Mallorca España Energía Hidrógeno Alta Participación Red Railed Hawk LLC EEUU Energía solar Compra Global Ternua Holdings, B.V. Holanda Sociedad de cartera Baja Global The Blue Circle pte. Ltd (y dependientes) Singapur Tenedora de activos Compra Participación Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Santa Edna Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global 137 Sociedad País Actividad Principal Modificación Método consolidación Ventos de Santa Ida Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Santa Iria Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Santa Karolina Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Santa Lindalva Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Santa Paulina Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Getulio Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao James Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Jordao Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Josef Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Juan Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Miguel Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Narciso Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Nicolau Energias Renovaveis S.A. Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Peregrino Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Pio X Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Ranieri Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global Ventos de Sao Xisto Energias Renovaveis LTDA Brasil Energía eólica Compra Global 138 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. 139 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 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. 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. 140 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. En diciembre de 2016, el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital remitió a la CNMC la Propuesta de orden por la que se actualizaban los parámetros retributivos de las instalaciones renovables, cogeneración y residuos para el semiperiodo regulatorio siguiente, 2017-2019. Dicha propuesta revisó a la baja la proyección de pool para ese semiperiodo e incluyó los valores de ajuste por desviaciones en el precio del mercado de los años anteriores, que se compensan durante el resto de la vida útil de las instalaciones que proceda. 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 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. Los parámetros retributivos del actual semiperiodo regulatorio (2020-2022) se encontraban regulados en la Orden TED/171/2020. Con la actual normativa y de forma excepcional, el semiperiodo se divide en dos, uno para los 141 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 impacto fundamental de esta medida fue la reducción de las retribuciones a la inversión y a la operación de la práctica totalidad de las instalaciones nacionales reguladas respecto de las obtenida en el ejercicio anterior, como consecuencia de los altos precios de pool obtenidos. El Grupo procedió a registrar desde el 1 de enero de 2022 los ingresos por retribuciones a la inversión y a la operación conforme a la Orden de parámetros publicada, registrando un pasivo por el diferencial entre el importe devengado según este criterio y el liquidado hasta la fecha por la CNMC. Tras la publicación de la Orden Ministerial, la CNMC liquidó dicho diferencial entre los meses de enero y mayo de 2023. El 28 de diciembre de 2022 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico publicó la Propuesta de Orden para la actualización de los parámetros retributivos aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a efectos de su aplicación a partir del inicio del nuevo semiperiodo regulatorio que comienza el 1 de enero de 2023. El efecto fundamental de esta propuesta fue la práctica erradicación de la retribución a la inversión en la práctica totalidad de las instalaciones que el Grupo opera en España derivado fundamentalmente de los altos precios de venta de energía obtenidos en el ejercicio 2022 y de la evolución de precios esperada a lo largo del semiperiodo regulatorio y cuyo efecto principal en los estados financieros consolidados del Grupo a 31 de diciembre de 2022 fue la eliminación del pasivo acumulado registrado como consecuencia del ajuste por desviaciones de precios de mercado en la medida en la que se ha comprobado que no es más adverso abandonar el régimen retributivo que su permanencia en él (véase Nota 3.2.M). El impacto implicó una reducción de las retribuciones del marco regulatorio del orden de 75 millones de euros aproximadamente respecto de los recibidos en el ejercicio 2022. Por último, el pasado 29 de junio de 2023 ha entrado 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 contiene una serie de medidas a aplicar en multitud de ámbitos económicos y sociales. Entre las medidas adoptadas que afectan al sector renovable cabe 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, 142 - 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, en términos generales, no ha sido material para el Grupo al cierre del ejercicio, si bien, la citada orden, confirma la expectativa obtenida del análisis realizado al cierre de los estados financieros a 31 de diciembre de 2022 que preveía la supresión de la retribución a la inversión para los activos eólicos durante el actual semiperiodo regulatorio y modifica 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, ha dado lugar a que, en los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2023 se haya registrado 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 son 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 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 en el último cuatrimestre, el Gobierno introdujo varias medidas de manera consecutiva. 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. 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 143 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, extiende 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 modifica 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 establece 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 prorrogan este mecanismo de minoración del gas sucesivamente hasta el 31 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 ha remitido a la CNMC con periodicidad mensual. Al cierre del ejercicio 2023, Acciona Green Energy Developments, S.A., filial del Grupo, está en proceso de revisión por la CNMC de la información presentada para la confirmación de la exclusión del mecanismo de minoración entre 1 de octubre de 2021 y 31 de marzo de 2022, y de la que se estima que no surgirán consecuencias relevantes para el Grupo. 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. 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 144 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 es 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 introduce 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 prorroga, 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 establece 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, prorroga 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 vuelve 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 restaura 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. 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 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 145 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 establece 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 afectan 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 viene a implementar las mismas medidas que éste, homogeneizando así el sentido de las reformas. En ambas normativas, conocidas como “la excepción ibérica”, se establece 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, extiende 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 realiza el operador de mercado para cada periodo de negociación y su coste se reparte entre aquellos agentes que participen del mercado ibérico a través de la adquisición de energía, si bien la contribución al mecanismo dependerá de su grado de participación, medido éste en la cantidad de electricidad adquirida. Quedan excluidas del pago del coste de ajuste, entre otras, las unidades de adquisición que cuenten con determinados instrumentos de cobertura, fundamentalmente aquellos contratados en mercados a plazo antes del 26 de abril de 2022. El impacto económico de esta medida en el negocio de comercialización de energía en el mercado ibérico ha sido completamente inmaterial en el ejercicio 2023 (19 millones de euros en el ejercicio 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 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. 146 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, lo que debería reducir en principio las restricciones a las renovables y otras medidas de mejora 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 es 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 147 29,9 MW. En la cuarta se adjudicaron 45,5 MW en total, de los 3.300 MW previstos. A lo largo del ejercicio 2023 no se han celebrado subastas en el marco de este mecanismo de impulso a las energías de origen renovable. 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 incluye una prórroga de este impuesto, en las mismas condiciones para el ejercicio 2024, contemplando su futura revisión para su incorporación en el sistema general de tributos. 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. 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. En los proyectos de energía eólica, que tenían la opción de elegir la compensación a través de PTC o de ITC, el PTC disminuye un 20% cada año hasta 2020, que termina con un 0% de incentivo y, de la misma 148 manera, el ITC también se reduce progresivamente hasta eliminarse en 2020. En los proyectos de energía solar fotovoltaica, en cambio, se mantuvo un 30% del ITC hasta 2020 (31 de diciembre de 2019), empezando a disminuir entonces, hasta quedar fijo en un 10% después de 2022. 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 la ITC, en particular sobre los criterios de elegibilidad para los proyectos de energía eólica marina y terrestre y el almacenamiento “stand alone”. Existe también otro beneficio fiscal ligado a la capacidad del propietario del parque eólico de aprovecharse de la amortización acelerada en la mayoría de los activos de capital (Modified 149 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. El Presidente Biden presentaba ese mismo mes el plan económico Build Back Better (BBB – Reconstruir Mejor) con el que pretendía inyectar más de medio billón de dólares en la transición energética de EE. UU. y planteaba la extensión de los tax credits, que beneficiaría a las energías eólica, solar y al almacenamiento. Con esta medida se reducirían los costos de las nuevas plantas eólicas que entrarían en funcionamiento en 2030, entre un 14 % y un 40 % según la región, y para las nuevas plantas solares a gran escala entre un 36 % y un 52 %. Las plantas de almacenamiento de energía calificarían para ITC de forma independiente. El objetivo del plan es avanzar en la transición de la energía fósil a la limpia, dándole un enorme empuje a un sector energético libre de carbono para 2035 y llevar a cabo mayor inversión en innovación promoviendo las energías limpias y haciendo más esfuerzo para evitar el cambio climático. El proyecto de ley (BBB) se paralizó por la oposición de un senador demócrata, que expresaba preocupaciones por el gasto del proyecto de ley y sus impactos en el déficit del presupuesto federal y la inflación. 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 otras aspectos de la economía como la sanidad o aspectos sociales, se trata de una ley esencialmente climática, que supone un cambio de gran magnitud en la política estadounidense: otorga por primera vez respaldo legislativo a la lucha contra el cambio climático, y acerca al país al cumplimiento de sus objetivos de reducción de emisiones para 2030, siendo además un revulsivo a escala mundial para el sector 150 renovable y su cadena de valor industrial. El programa aprobado se instrumenta en gran medida a través de subvenciones, préstamos blandos y bonificaciones fiscales con fines climáticos, por un total de unos 750.000 millones de USD (369.000 en ayudas y el resto préstamos) hasta 2030. Con relación a los objetivos climáticos esperados, se estima que la IRA facilitará 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. El año 2023 ha sido especialmente activo en cuanto al desarrollo normativo 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. 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 (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 151 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). Hasta la fecha el MDA y el Mercado en Tiempo Real (MTR) se encuentran aún en la primera etapa de su funcionamiento, no habiéndose iniciado aún la implementación del mercado de hora en adelanto. 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. A la fecha de cierre de estas cuentas anuales, sigue sin comunicarse fecha para una nueva subasta. 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 152 generadores rechazaron dicha medida y solicitaron su abrogación. Como consecuencia se logró una suspensión de la norma hasta que se publicara la sentencia definitiva. 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. La medida afecta tanto a las instalaciones en operación como a las plantas en desarrollo, ya que modifica sustancialmente sus previsiones de ingresos. 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, 153 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. 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. El presidente de México presentó el 30 de septiembre de 2021 al Congreso de la Unión la Reforma a los artículos 25, 27 y 28 constitucionales teniendo esta los siguientes objetivos: i) CFE generará al menos el 54% de la electricidad, y los privados hasta el 46%. ii) CRE y CNH se subrogan a SENER. iii) La generación y abastecimiento de electricidad se convierten en exclusivas del Estado, pudiendo CFE adquirir electricidad de generadores privados. iv) Cancela Permisos de Generación y de Autoabasto. v) Los generadores de Subastas de Largo Plazo y los Autoabastos “legítimos” podrán vender su energía de forma exclusiva a la CFE. Ya no podrán comercializarla a clientes privados. Al ser una Reforma Constitucional, no existen tiempos máximos establecidos para su aprobación, ya que la finalidad es que se estudie y discuta el tiempo que sea necesario. Sin embargo, para que pueda ser aprobada necesita el voto de las dos terceras partes de los miembros presentes del Congreso de la Unión (Cámara de Diputados y Senadores) y el voto del 50 por ciento más uno de los Congresos Locales de los Estados. Esta Reforma Constitucional se siguió debatiendo en los primeros meses del 2022, hasta realizarse finalmente en abril la votación en el Pleno de la Cámara de Diputados. La reforma obtuvo 275 votos a favor y 233 en contra, por lo que no se alcanzaron los 332 votos necesarios (dos tercios de la Cámara) para su aprobación, e imposibilitando que el proyecto de reforma pueda ser presentado nuevamente durante las sesiones de la Cámara. 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 154 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. La Operación del Sistema de Comercio de Emisiones (en período de prueba hasta el 31 de diciembre de 2022) ha creado un instrumento de mercado que, de conformidad con la Ley General de Cambio Climático de México, así como 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. La fase de prueba, que tenía que haber terminado el 31 de diciembre de 2022, se ha extendido 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. 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. Finalmente, ambas medidas (la Política de Confiabilidad y los cambios en las tarifas de porteo) fueron impugnadas definitivamente por la Comisión de Competencia Económica (COFECE) y ahora mismo se encuentran suspendidas. El sector se encuentra a la espera de la sentencia definitiva a la fecha de emisión de las presentes cuentas anuales. 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 155 obligación que asciende a 0,4 UTM por MWh no acreditado (aproximadamente 32 US$) y, para empresas reincidentes en los tres siguientes años al primer incumplimiento, a 0,6 UTM por MWh no acreditado (aproximadamente 48 US$). 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. Después de 4 años desde 2017 (última subasta convocada en Chile), en septiembre de 2021 se volvió a realizar una nueva subasta inversa de contratos de suministro de energía. Todos los proyectos ganadores utilizarán activos renovables y de almacenamiento para el suministro. El precio promedio ponderado de la subasta disminuyó un 27% a $23,8/MWh desde $32,5/MWh en la subasta anterior. El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables no se adjudicó ningún proyecto en esta subasta. 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 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 156 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 que se refiere el artículo 72°-1 de 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. Se espera que durante el 2023 el proyecto reinicie su trámite legislativo y posterior aprobación y que la nueva figura del comercializador, actor capaz de comprar y vender energía dentro del mercado regulado, entre en funcionamiento en 2024. Actualmente solo los clientes libres pueden elegir a quien comprar energía. Durante el primer semestre del año 2022, como resultado de la persistente sequía sufrida por el país, el Ministerio de Energía extiende sucesivamente el Decreto que permite evitar el racionamiento ante la falta de energía hidráulica en el sistema eléctrico. Las medidas incluidas se centran en la gestión centralizada de volúmenes de compra de diésel, en el fortalecimiento del control de la operación de estas unidades diésel del sistema eléctrico y de las centrales hidroeléctricas de embalse, garantizándose en todo momento una reserva hídrica disponible de 650 GWh. 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). 157 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. - 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. Con el fin de avanzar en el proceso de transición energética que está llevando a cabo el país, y solucionar los graves problemas que arrastran el actual diseño de mercado chileno, el pasado 17 de abril de 2023 el Ministerio de Energía dio a conocer el Proyecto de Ley de transición energética denominado “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética”. El plan contiene 10 medidas de corto y mediano plazo que permitan habilitar de mejor manera una descarbonización acelerada del sector eléctrico. El 30 de noviembre de 2023 la Comisión de Energía del Senado (CES) aprobó en general este Proyecto de Ley y el 19 de diciembre de 2023 fue aprobado por unanimidad en la sala del Senado. Para su desarrollo, los Senadores están exigiendo que se implementen los subsidios, condicionando la discusión del Proyecto de Ley de Transición Energética a la aprobación de éstos. Se requieren 120 millones de USD, de los que el Ministerio de Hacienda sólo ofrece 20, el resto debería salir de los Ingreso Tarifarios y no está claro que en los próximos dos años se puedan generar tal cantidad de dinero a través de ese mecanismo, por lo que se requiere el gobierno garantice el financiamiento de lo que falte para que pueda ser aprobado en los tempos requeridos. En el contexto de la elaboración de este Proyecto de Ley se ha propuesto, además, una modificación de la reasignación de los ingresos tarifarios, de carácter extraordinario, a los generadores perjudicados con motivo de los diferenciales de precios que se dan entre las diferentes zonas del país, lo que podría ayudar a paliar los perjuicios de los generadores renovables del país. 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 158 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 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. 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) 159 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. 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 los generadores en zonas de la red débiles o congestionadas pueden no ser despachados a causa de las limitaciones o requisitos del sistema. 160 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. 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. 161 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. Por otro lado, en noviembre de 2023 el Gobierno anunció la expansión 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, lo que supone un incremento de 3 GW en capacidad firme, y 6 en renovables, en comparación con el establecido hasta la fecha. El apoyo financiero a los proyectos CIS seleccionados se realizará por medio de CfDs con caps y floors, con un ingreso acordado mínimo y máximo. 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. 162 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 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. 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 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. 163 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. 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. 164 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 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. 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. 165 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. 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 166 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 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. 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. 167 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 extraordinaria de parámetros del ejercicio 2023: 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-00675 0,3 0,2 0,0 0,0 2025 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-00706 4,9 0,6 0,0 0,0 2030 IT-00760 5,9 0,2 0,0 0,0 2032 IT-00812 24,8 0,3 0,0 0,0 2032 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 15,32 6,71 168 CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO DEL EJERCICIO 2023 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 Baterías de almacenamiento, Comercializadora, y Eficiencia Energética. 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 balance de situación 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 balance de situación. Deuda financiera: muestra la deuda contraída por el Grupo en términos brutos, es decir sin descontar las partidas del Activo de la Deuda financiera neta. Deuda financiera excluyendo NIIF 16: se define como la deuda financiera menos “Obligaciones de arrendamiento” no corrientes y corrientes del balance de situación. 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 menos la Deuda de proyecto. 169 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. 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. 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 Balance de situación 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 170 1. Resumen Ejecutivo Principales hitos del periodo - En 2023 el Grupo aceleró notablemente su ritmo de crecimiento de acuerdo con sus objetivos estratégicos, instalando 1.7 GW de nueva capacidad, lo que supone el máximo histórico. La producción consolidada creció un 9,0% respecto al 2022. El entorno operativo mejoró sustancialmente con respecto al 2022, con la normalización de la cadena de suministro global. - Los resultados del Grupo en 2023 reflejan la progresiva normalización de los precios energéticos, particularmente en España, siendo estos aun superiores a los esperados pre crisis energética. Las coberturas de precio, la producción de los nuevos activos puestos en funcionamiento, y el crecimiento de los resultados en Internacional, han contribuido a mitigar el impacto de los precios. En España, la bajada de precios del pool se ha visto acrecentada por la modificación extemporánea de los parámetros retributivos para el semiperiodo regulatorio 2023-25, llevada a cabo en Julio. - La Cifra de Negocios del Grupo en 2023 se sitúa en €3.547 millones, con ingresos de Generación de €1.851 millones y otros ingresos de €1.696 millones que corresponden principalmente a la Comercialización en España y Portugal. El EBITDA del periodo se situó en €1.285 millones. El Beneficio Neto Atribuible alcanzó los €524 millones. - Destaca la toma de mayor participación de Renomar – sociedad propietaria de 494 MW eólicos en España operados por el Grupo – en el segundo trimestre del año, una operación que el Grupo considera atractiva desde el punto de vista financiero y estratégico. El incremento en la participación del 50% al 75%, y consiguiente consolidación, implica la contabilización de la sociedad por el método de integración global desde el 1 de mayo de 2023 (anteriormente por el método de la participación), aflorando una plusvalía de €145 millones que se registró en los resultados del primer semestre. - La capacidad instalada total del Grupo se situó en 13.523 MW, lo que supone un incremento de 1.701 MW añadidos en el último año. - La capacidad instalada consolidada alcanza los 12.131 MW lo que supone un aumento de 2.247 MW en el último año. La instalación de nuevos activos suma un total de 1.701 MW, mientras que los cambios de perímetro de consolidación, principalmente Renomar y en menor medida la integración global de la central fotovoltaica de Moura en Portugal (46 MW), añaden 539 MW a la capacidad consolidada. El Grupo también incrementó su participación en dos proyectos en Canadá que añaden 10 MW, y por otro lado se produjo una baja de 3 MW en USA. - El Grupo contaba con 1.577 MW en construcción a cierre del ejercicio, principalmente en Australia (MacIntyre y Aldoga) y Norte América (Forty Mile y Red Tailed Hawk) y República Dominicana (Cotoperi) - La producción total del grupo creció un 4,1% hasta alcanzar los 24.894 GWh gracias a los nuevos activos puestos en marcha, y a pesar de un recurso bajo generalizado y mayores vertidos. La producción consolidada subió un 9,0% hasta alcanzar 21.433 GWh que en términos homogéneos descendió un 0,5%, con una ligera caída en España y una mejora marginal en Internacional. - El precio medio de generación se sitúa en €86,4/MWh. - La cifra de negocios de Generación en España se situó en €1.105 millones, mientras que en Internacional creció un 8,9% hasta los €746 millones. La cifra de negocios de Comercialización y Otros ha sido de €1.696 millones por los menores precios en el mercado ibérico. 171 - El EBITDA del Grupo durante 2023 se sitúa en €1.285 millones . La contribución de Generación Internacional aumenta un 37,3% hasta €549 millones. - En España, el EBITDA total ha sido de €736 millones, que compara con €1.253 millones en 2022. El EBITDA del negocio de Generación se sitúa en €749 millones. La producción consolidada creció un 9,4% alcanzando 10.146 GWh gracias principalmente a Renomar que compensa un mayor recurso excepcionalmente bajo. El precio medio total alcanzado por el Grupo durante 2023 fue de €108,9/MWh frente a €167,6/MWh en 2022, debido principalmente a la caída del precio medio del pool hasta €87,1/MWh, que compara con €167,5/MWh de media en 2022. o Las ventas de energía en el mercado alcanzaron un precio medio de €84,4/MWh. o Las coberturas de precio contribuyeron a incrementar el precio medio alcanzado en €20,9/MWh, mientras que en el mismo periodo del ejercicio anterior restaron €17,8/MWh. o Así, el precio medio de venta en el mercado, ajustado por coberturas se situó en €105,4/MWh (-29,3%) que compara con la referencia de mercado de €87,1/MWh . o Los ingresos regulados aportan marginalmente al precio medio bajo los nuevos parámetros del semiperiodo regulatorio 2023-25, añadiendo €1,1/MWh al precio medio o El ajuste de bandas regulatorias en su conjunto suma €2,5/MWh. - El EBITDA del negocio Internacional sube un 37,3% alcanzando €549 millones con mejores ingresos y la no recurrencia del deterioro de la central de Moura en 2022 (contabilizado por puesta en equivalencia en ese ejercicio) por finalización de la tarifa regulada en Portugal. La producción consolidada asciende a 11.287 GWh, un crecimiento del 8,8% gracias a la producción de nuevos activos. El precio medio se sitúa en €66,1/MWh en línea con el año anterior, con mejora de precios en los activos de Américas que compensan bajadas en Australia, Resto de Europa y Resto del Mundo. - En la cuenta de resultados cabe destacar la plusvalía por la toma de control de Renomar por valor de €145 millones, así como los resultados por cambio de valor de ciertos contratos de suministro de energía (PPAs y coberturas a largo plazo), que aportan €9 millones a la cuenta de resultados, frente a una pérdida de €64 millones el año anterior, reflejando la caída de precios de la electricidad en el mercado. El gasto financiero neto (Gastos financieros menos Ingresos financieros) incrementa en €30 millones situándose en €154 millones por mayor deuda financiera neta media y el mayor coste de financiación. Una parte importante de la deuda incremental está vinculada a inversiones en curso lo cual resulta en activación de gasto financiero. - El Cash flow neto de inversión durante 2023 asciende a €2.321 millones, casi el doble del importe invertido en el mismo periodo del año anterior (€1.279 millones) reflejando la aceleración de la actividad constructiva y de inversión en nuevos proyectos, así como el retraso en la monetización de un 30% del parque eólico australiano de MacIntyre que se espera tenga lugar en 2024. La inversión se concentra en Australia (construcción de MacIntyre), así como en Estados Unidos, con cuatro parques fotovoltaicos en construcción y el pago por la compra del proyecto de almacenamiento de Cunningham, y en el resto del continente americano (San Juan de Marcona, Calabaza, Forty Mile). La inversión del periodo incluye también la compra de la participación adicional en Renomar. - El 27 de agosto de 2023 el Grupo anunció un programa de recompra de acciones afectando a un máximo de 4.938.759 acciones, representativas del 1,5%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad a la fecha de la comunicación. Su importe monetario máximo asciende a 172.856.565 euros. A 31 de diciembre de 2023, se ha ejecutado el 50,88% del programa, con 2.513 millones de acciones a €25,769 de precio medio, ascendiendo a €65 millones de inversión acumulada. 172 - La deuda financiera neta asciende a €3.726 millones frente a €2.021 millones a diciembre de 2022, reflejando la fuerte inversión durante el periodo y el pago del dividendo, parcialmente financiados con el cash flow operativo. - 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 17% por cambios en el criterio de contabilización de las emisiones de vehículos de flota (anteriormente incluidas en alcance 3); pese a este incremento, las emisiones se mantienen muy por debajo de la senda objetivo SBTi (-68%). Respecto a los indicadores sociales, en julio se produjo un accidente fatal en el parque eólico El Cabrito (España) que supuso el fallecimiento de un trabajador de operación y mantenimiento. Se ha incrementado el porcentaje de mujeres en posiciones gerenciales y directivas hasta un 27%, con el lanzamiento de nuevos proyectos 50:50 para fomentar la incorporación de mujeres e iniciativas de liderazgo y mentoring para el desarrollo de talento femenino. En materia de gobernanza, se han recibido 14 comunicaciones en el canal ético y se refuerzan los procesos de debida diligencia sobre socios de negocio, incluyendo a proveedores, con un 100% de proveedores estratégicos auditados y 172 procesos de debida diligencia a socios. En materia de finanzas sostenibles, el Grupo Acciona ha publicado su nuevo marco de Financiación Sostenible, aplicable al Grupo Corporación Acciona Energía Renovables. Magnitudes Cuenta de Resultados Consolidada (Millones de Euros) 2023 2022 Variación m€ Variación (%) Ventas 3.547 4.351 (804) -18,5% EBITDA 1.285 1.653 (368) -22,3% Beneficio antes de impuestos (BAI) 776 1.057 (281) -26,6% Beneficio neto atribuible 524 759 (235) -31,0% Magnitudes de Balance (Millones de Euros) 2023 2022 Variación m€ Variación (%) Patrimonio neto 6.356 6.261 95 1,5% Deuda financiera neta 3.726 2.021 1.705 84,4% Deuda neta excluyendo NIIF 16 3.212 1.617 1.595 98,6% Deuda financiera neta/EBITDA 2,90x 1,22x 1,68 n.a Magnitudes Operativas 2023 2022 Variación m€ Variación (%) Capacidad total (MW) 13.523 11.826 1.697 14,3% Capacidad consolidada (MW) 12.131 9.884 2.247 22,7% Producción total (GWh) 24.894 23.910 984 4,1% Producción consolidada (GWh) 21.433 19.657 1.776 9,0% Número medio de empleados 3.099 2.355 744 31,6% 173 Desglose de capacidad instalada (MW) Desglose de producción consolidada (GWh) 174 2. Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada Cifra de Negocios (Millones de Euros) 2023 2022 Var. Var. (%) España 2.426 3.197 (771) (24,1%) Resto de Europa 279 364 (85) (23,4%) América 708 642 66 10,3% Australia 56 73 (17) (23,3%) Otras zonas 78 75 3 4,0% Total Cifra de Negocios 3.547 4.351 (804) (18,5%) (Millones de Euros) 2023 2022 Var. Var. (%) Eólica 1.645 2.013 (368) (18,3%) Fotovoltaica 150 76 74 97,4% Hidráulica 174 309 (135) (43,7%) Biomasa y Termosolar 66 96 (30) (31,3%) Otras 1.512 1.857 (345) (18,6%) Total Cifra de Negocios 3.547 4.351 (804) (18,5%) La cifra de negocios disminuyó un 18,5% situándose en €3.547 millones principalmente por la caída de los precios de la electricidad, particularmente en España. España La cifra de negocios en España se situó en €2.426 millones en 2023, principalmente como consecuencia de los menores precios de electricidad en el periodo, que afectan tanto a la actividad de Generación (principalmente eólica e hidráulica) como a la de Comercialización (dentro de la tecnología de Otras). Los factores que explican la evolución de la cifra de negocios se resumen a continuación: La capacidad instalada consolidada en España se sitúa a 31 de diciembre de 2023 en 5.311 MW frente a 4.775 MW a diciembre de 2022, aumentando en 536 MW principalmente por el cambio de perímetro (Renomar) y por el incremento de 41 MW de solar fotovoltaico. - La producción consolidada aumentó un 9,4% en 2023 situándose en 10,146 GW. - El precio medio total alcanzado durante el periodo fue de €108,9/MWh frente a €167,6/MWh en 2022, debido principalmente a la caída del precio medio del pool hasta €87,1/MWh de media en 2023 que compara con €167,5/MWh de media en 2022. - Las ventas de energía en el mercado alcanzaron un precio medio de €84,4/MWh, por debajo del precio del pool. - Las coberturas de precio contribuyeron a incrementar el precio medio alcanzado en €20,9/MWh, mientras que en el mismo periodo del ejercicio anterior restaron €17,8/MWh. - Así, el precio medio de venta en el mercado, ajustado por coberturas se situó en €105,4/MWh que compara con la referencia de mercado de €87,1/MWh. - Los ingresos regulados aportan marginalmente al precio medio bajo los nuevos parámetros del semiperiodo regulatorio 2023-25, añadiendo €1,1/MWh al precio medio. - El ajuste de bandas regulatorias en su conjunto suma €2,5/MWh. Internacional La cifra de negocios del perímetro internacional ha sido de €1.121 millones. Los factores que explican la evolución de la cifra de negocios se resumen a continuación: - La capacidad instalada consolidada Internacional a 31 de diciembre de 2023 se situó en 6.820 MW, un crecimiento de 1.711 MW durante los últimos 12 meses, destacando 1.049 MW en USA (Fort Bend, 175 High Point, Union y Red Tailed Hawk), 473 MW en Australia (MacIntyre), y 136 MW en Perú (San Juan de Marcona. - La producción total consolidada creció un 8,8% hasta alcanzar 11,287 GWh, gracias a la producción de nuevos activos. - El precio medio internacional se mantiene estable en €66,1/MWh, con subidas en Chile +19%, México +14%, USA +10% y caídas en Australia -37%, resto de Europa -16% y resto del mundo -8%. Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (Millones de Euros) 2023 2022 Var. Var. (%) España 736 1.253 (517) (41,3%) Resto de Europa 101 60 41 68,3% América 375 252 123 48,8% Australia 10 37 (27) (73,0%) Otras zonas 63 51 12 23,5% Total EBITDA 1.285 1.653 (368) (22,3%) (Millones de Euros) 2023 2022 Var. Var. (%) Eólica 943 1.396 (453) (32,4%) Fotovoltaica 149 38 111 292,1% Hidráulica 149 200 (51) (25,5%) Biomasa y Termosolar 23 39 (16) (41,0%) Otras 21 (20) 41 (205,0%) Total EBITDA 1.285 1.653 (368) (22,3%) El EBITDA del Grupo durante 2023 se sitúa en €1.285 millones, un 22,3% inferior al del ejercicio 2022 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 37,3% alcanzando €549 millones con menores ingresos (comentados anteriormente) y la no recurrencia del deterioro de la central de Moura (tecnología fotovoltaica) en 2022 (contabilizado por puesta en equivalencia en ese ejercicio) por finalización de la tarifa regulada en Portugal. Resultado de Explotación (EBIT) El Resultado de Explotación (EBIT) se situó en €916 millones, frente a los €1.225 millones en 2022, explicado principalmente por la caída del EBITDA, y que es compensada en parte por el registro de una plusvalía de €145 millones resultante de la contabilización por integración global de Renomar – sociedad propietaria de 494 MW eólicos en España– en la que el grupo ha incrementado su participación del 50% al 75%. En el primer semestre de 2022 se deterioró cerca del 50% del capital invertido en los activos de generación de Ucrania, lo que supuso un cargo de €35 millones no recurrente. Resultado Antes de Impuestos (BAI) (Millones de Euros) 2023 2022 Var. Var. (%) España 806 1.217 (411) (33,8%) Resto de Europa 33 (36) 69 (191,7%) América (24) (113) 89 (78,8%) Australia (60) (9) (51) 566,7% Otras zonas 21 (2) 23 (1150,0%) Total BAI 776 1.057 (281) (26,6%) 176 (Millones de Euros) 2023 2022 Var. Var. (%) Eólica 614 1.006 (392) (39,0%) Fotovoltaica 38 (76) 114 (150,0%) Hidráulica 127 161 (34) (21,1%) Biomasa y Termosolar 12 16 (4) (25,0%) Otras (15) (50) 35 (70,0%) Total BAI 776 1.057 (281) (26,6%) El Resultado antes de Impuestos (BAI) fue de €776 millones reflejando la caída en EBITDA y EBIT, y el gasto financiero neto que incrementa en €30 millones situándose en €154 millones por mayor deuda financiera neta media y el mayor coste de financiación. Los resultados por cambio de valor de ciertos contratos de suministro de energía (PPAs y coberturas a largo plazo), aportan €9 millones a la cuenta de resultados, frente a una pérdida de €64 millones el año anterior, reflejando la caída de precios de la electricidad en el mercado. Resultado Neto Atribuible El Resultado Neto Atribuible se situó en €524 millones. 3. Balance de Situación Consolidado, Cashflow, e Inversión: Patrimonio Atribuible El patrimonio atribuible de ACCIONA a 31 de diciembre de 2023 es de 5.850 millones, frente a 5.870 millones a 31 de diciembre de 2022. Deuda Financiera Neta (Millones de Euros) 2023 2022 Var.€m Var. (%) Deuda de proyecto 547 550 (3) -0,5% Deuda corporativa 3.556 1.879 1.677 89,2% Deuda financiera excluyendo NIIF 16 (Nota 17) 4.103 2.429 1.674 68,9% Efectivo + Activos Financieros Corrientes (Nota 15) (891) (812) (79) 9,7% Deuda financiera neta ex. NIIF 16 3.212 1.617 1.595 98,6% Obligaciones de arrendamiento (Nota 5) 514 404 110 27,2% Deuda financiera neta 3.726 2.021 1.705 84,4% (Millones de Euros) Origen de la información 2023 2022 Var.€m Var. (%) Deuda con entidades de crédito sin recurso No corriente (Nota 17) 303 311 (8) (2,6%) Deuda con entidades de crédito sin recurso Corriente (Nota 17) 70 45 25 55,6% Obligaciones y bonos filiales mexicanas (Nota 17) 174 194 (20) (10,3%) Deuda de proyecto 547 550 (3) (0,5%) 177 Flujo de caja (Millones de Euros) 2023 2022 Var.€m Var. (%) Cashflow operativo 709 1.344 (635) (47,2%) Cashflow neto de inversión (2.321) (1.279) (1.042) 81,5% Cashflow de financiación y otros 17 (100) 117 (117,0%) Variación en deuda financiera ex NIIF.16 neta + Reduc / -Incrm. (1.595) (35) (1.560) 4457,1% La deuda financiera neta a 31 de diciembre de 2023 se situó en €3.726 millones (incluyendo €514 millones de pasivo por la NIIF16), lo que supone un incremento de €1.705 millones respecto a diciembre de 2022, debido a los siguientes factores: - Cash flow Operativo, por un importe de €709 millones. La variación negativa del capital circulante de incluye la devolución de ingresos regulados cobrados durante el anterior ejercicio y que se reliquidan en 2023 tras la publicación de la Orden Ministerial de parámetros retributivos de aplicación al 2022 en diciembre de 2022. - Cash flow Neto de Inversión, por importe de -€2.321 millones, de los cuales -€2.218 millones es inversión bruta ordinaria. El cash flow neto de inversión refleja también -€103 millones de diferimiento neto de flujos de inversión. - Cash flow de Financiación y otros, se sitúa en €17 millones, destacando -€230 millones por reparto del dividendo efectuado el 15 de junio de 2023, y otros movimientos que incluye, principamente, €362 millones por pasivos asociados a activos mantenidos para la venta. La conciliación de los anteriores APM se muestra a continuación: (Millones de Euros) Origen 2023 2022 Var.€m Var. (%) EBITDA APM 1.285 1.653 (368) (22,3%) Ingresos y gastos financieros corrientes EFE (152) (87) (65) 74,7% Variación de existencias EFE 6 (13) 19 (146,2%) Variación en activo/pasivo corrientes EFE (413) 283 (696) (245,9%) Resultado de sociedades por el método de la participación EFE (81) (110) 29 (26,4%) Otros resultados que no generan movimientos de fondos EFE (75) (20) (55) 275,0% Dividendos recibidos de entidades asociadas y de otras inversiones financieras no corriente EFE 16 83 (67) (80,7%) Cobros/pagos por Impueso de Sociedades EFE (282) (312) 30 (9,6%) Variación activo/pasivo no corriente operativo EFE 44 (97) 141 (145,4%) Pago de dividendos a socios externos EFE (35) 35 (100,0%) Aportaciones netas TEI Nota 20 152 152 n.a. Otros flujos de explotación DNO 209 (1) 210 (21000,0%) Cashflow operativo 709 1.344 (635) -47,2% (Millones de Euros) Origen 2023 2022 Var.€m Var. (%) Inversión bruta ordinaria APM (2.218) (1.640) (578) 35,2% Variación "Proveedores de inmovilizado" Nota 20 (47) 381 (428) (112,3%) Otros flujos de inversión DNO (56) (20) (36) 180,0% Cashflow neto de inversión (2.321) (1.279) (1.042) 81,5% 178 (Millones de Euros) Origen 2023 2022 Var.€m Var. (%) Pago de dividendos EFE (230) (92) (138) 150,0% Pago arrendamientos EFE (14) (24) 10 (41,7%) Pago de dividendos a socios externos EFE (56) (56) n.a. Traspaso deuda a mantenido venta Nota 22 362 362 n.a. Autocartera Nota 15 (65) (2) (63) 3150,0% Otros flujos de financiación DNO 20 18 2 11,1% Cashflow de financiación y otros 17 (100) 117 -117,0% Los pagos de dividendos a socios externos formaban parte del cash-flow operativo en el año 2022, formando parte del cash-flow de financiación en el año 2023. Inversiones (Millones de Euros) 2023 2022 Var.€m Var. (%) España 283 243 40 16,5% América 1.199 902 297 32,9% Australia 629 338 291 86,1% Resto de Europa 98 104 (6) (5,8%) Otras zonas 9 53 (44) (83,0%) Inversión bruta ordinaria 2.218 1.640 578 35,2% La inversión bruta ordinaria ascendió a €2.218 millones, principalmente correspondiente a la inversión en proyectos en Australia (MacIntyre), Estados Unidos (Red Tail Hawk, Fort Bend, High Point y Union), España (adquisición de la participación incremental en Renomar así como otras inversiones), y en Otras Américas (San Juan de Marcona, Calabaza, Fort Mile). La reconciliación de la Inversión Bruta ordinaria se muestra a continuación: (Millones de Euros) Origen 2023 2022 Var.€m Var. (%) Variación Epígrafe de: Inmovilizado material BCE (1.708) (1.246) (462) 37,1% Otros activos intangibles BCE 10 (93) 103 (110,8%) Fondo de comercio (13) (13) n.a. Activos financieros no corrientes BCE (35) 10 (45) (450,0%) Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación BCE 134 (121) 255 (210,7%) Correcciones a las variaciones de los saldos: Dotación a la amortización Inmovilizado material, intangible Nota 4, 7 (446) (394) (52) 13,2% Resultado por deterioro de activos Inmovilizado material, intangible Nota 4, 7 (11) (21) 10 (47,6%) Resultado puesta en equivalencia PL 81 110 (29) (26,4%) Resultado de la enajenación de activos no corrientes PL 1 9 (8) (88,9%) Efecto en resultado variaciones de perímetro Nota 2 133 133 n.a. Diferencias de conversión por fluctuaciones en el tipo de cambio Inmovilizado material, intangible Nota 4, 7 (190) 171 (361) (211,1%) Dividendos empresas asociadas Nota 8 (40) (93) 53 (57,0%) Otras correcciones/ajustes: DNO (134) 28 (162) (578,6%) Inversión Bruta ordinaria (2.218) (1.640) (578) 35,2% 179 4. Hechos relevantes del periodo ◾ 25 de enero de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez comprendidas entre el 24/10/2022 y el 24/01/2023, ambos inclusive. ◾ ─ Se detallan las operaciones correspondientes al quinto trimestre de vigencia del citado contrato (desde el 24 de octubre de 2022 hasta el 24 de enero de 2023, ambos inclusive). ◾ 6 de marzo de 2023: ACCIONA Energía informa de la suspensión temporal del contrato de liquidez. ◾ ─ ACCIONA Energía informa de la suspensión temporal del Contrato de Liquidez suscrito con fecha 19 de octubre de 2021 con Bestinver, S.V., S.A. (OIR número 12246) para habilitar la compra por ACCIONA Energía de hasta 100.000 acciones en autocartera, representativas de un 0,03% del capital social, mediante la ejecución de una operación de compra en bloque de títulos de la Sociedad destinadas para dar cumplimiento a las obligaciones derivadas de los planes de retribución variable mediante entrega de acciones, aprobados por la Sociedad para el Consejero Ejecutivo y demás empleados y directivos de ACCIONA Energía. ◾ 6 de marzo de 2023: ACCIONA Energía informa de la reanudación del contrato de liquidez tras la realización de la operación de compraventa de acciones propias. ◾ ─ ACCIONA Energía informa que, en el día de hoy se ha llevado a cabo una compra directa mediante operación en bloque de 100.000 acciones de la Sociedad adquiridos como autocartera directa, representativas de un 0,03% del capital social, a un precio de €33,80/acc. Dichas acciones se adquieren con la finalidad de cumplir con las obligaciones derivadas de los planes de retribución variable aprobados por la Sociedad para el Consejero Ejecutivo y demás empleados y directivos de Acciona Energía. Los detalles de los planes de retribuciones variables fueron comunicados a mercado (OIR 14256) y a través del folleto de admisión a cotización y que se encuentra disponible en la página web de la Sociedad. ─ En virtud de lo anterior, y como continuación a la comunicación de Otra Información Relevante número 21184, publicado en el día de hoy, se informa de la reanudación de operaciones al amparo del Contrato de Liquidez suscrito con fecha 19 de octubre de 2021, con Bestinver, S.V., S.A. (OIR 12246). ◾ 7 de marzo de 2023: ACCIONA Energía informa de las personas con responsabilidad de dirección integrantes del equipo de dirección: ◾ ─ 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. Arantza Ezpeleta Puras, D. Rafael Esteban Fernández de Córdoba, D. Joaquín Javier Ancín Viguristi, D. Santiago Gómez Ramos, D. Juan Otazu Aguerri, D. José Entrecanales Carrión, D. Jorge Paso Cañabate, D. Raimundo Fernández-Cuesta, Dª. Ana Benita Aramendia, Dª. Yolanda Herrán Azanza, Dª. Belén Linares Corell, D. Joaquín Francisco Castillo García, D. Brett Wickham, D. Miguel Ortiz 180 de Latierro Imaz, D. Javier Montes Jiménez, D. Antonio Ferreiro Viña, Dª. Elvira López Prados, D. Klaus Falgiani y D. David Liste Alba. ◾ 26 de abril de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez comprendidas entre el 25/01/2023 y el 25/04/2023, ambos inclusive. ◾ ─ Se detallan las operaciones correspondientes al sexto trimestre de vigencia del citado contrato (desde el 25 de enero de 2023 hasta el 25 de abril de 2023, ambos inclusive). ◾ ◾ 28 de abril de 2023: 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 1 de junio de 2023 a las 12:00 hrs. y 2 de junio de 2023 en segunda convocatoria, a la misma hora (siendo previsible que se celebre en primera convocatoria). ─ 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. ◾ 1 de junio de 2023: La Sociedad informa de los acuerdos adoptados y el resultado de las votaciones en la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 1 de junio de 2023. ◾ ─ En la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada, en primera convocatoria, con asistencia del 97,10% del capital social (incluida autocartera), se han aprobado con el voto favorable de al menos el 85,81% 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 el pasado 28 de abril de 2023, con número de registro 22267. ◾ 1 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa de la composición del Consejo de Administración y sus Comisiones. El Consejo de Administracion queda compuesto por: Presidente: D. José Manuel Entrecanales Domecq, Consejero Dominical. Consejero Delegado: D. Rafael Mateo Alcalá, Consejero Ejecutivo. Vocal: D. Juan Ignacio Entrecanales Franco, Consejero Dominical. Vocal: Dª Karen Christiana Figueres Olsen, Consejera Dominical. Vocal: Dª. Sonia Dulá, Consejera Dominical. Vocal: D. Rosauro Varo Rodríguez, Consejero Independiente. Vocal: D. Juan Luis López Cardenete, Consejero Independiente. Vocal: Dña. María Salgado Madriñán, Consejera Independiente. Vocal: D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld, Consejero Independiente. Vocal: Dña. María Fanjul Suárez, Consejera Independiente. Vocal: Dña. Teresa Quirós Álvarez, Consejera Independiente. ◾ ◾ Asimismo, el Consejo de Administración celebrado tras la Junta General Ordinaria de Accionistas, adoptó los siguientes acuerdos: ─ Modificar la composición de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad, que será la siguiente: Dª. María Fanjul Suárez (Presidenta), D. Alejandro Werner (Vocal), Dª. Teresa Quirós Álvarez (Vocal) y Dª. Sonia Dulá (Vocal). 181 ─ Modificar la composición de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, que será la siguiente: D. Juan Luis López Cardenete (Presidente), Dª. Karen Christiana Figueres (Vocal), D. Rosauro Varo Rodríguez (Vocal), Dª. María Salgado Madriñán (Vocal). ◾ 7 de junio de 2023: ACCIONA Energía 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 1 de junio de 2023, aprobó el abono de un dividendo correspondiente al ejercicio 2022, pagadero el 15 de junio de 2023, a través de las entidades adheridas a la Sociedad de Gestión de los Sistemas de Registro Compensación y Liquidación de Valores. Las fechas relevantes para el reparto del dividendo son las siguientes: Last trading date: 12 de junio de 2023, ExDate: 13 de junio de 2023, Record Date: 14 de junio de 2023 y Fecha de pago: 15 de junio de 2023. ─ Asimismo, se informa que el importe bruto del dividendo de €0,70/acc aprobado por la Junta General de Accionistas, se ha visto ligeramente incrementado hasta la cifra de €0,70025581/acc 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. ◾ 20 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa del traslado del domicilio social. ─ El Consejo de Administración de ACCIONA Energía ha acordado trasladar el domicilio social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. desde Avenida de Europa 10, Parque Empresarial La Moraleja, 28108 Alcobendas, Madrid a Avenida de la Gran Vía de Hortaleza, 1, 28033 Madrid. ◾ 20 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa del incremento de su participación en la sociedad Energías Renovables Mediterráneas, S.A. ─ ACCIONA Energía ha incrementado indirectamente su participación en la sociedad Energías Renovables Mediterráneas, S.A. (“RENOMAR”), sociedad titular de 493,5 MW eólicos en operación en la Comunidad Valenciana, hasta alcanzar el equivalente a un 75% del capital de RENOMAR. La operación se ha llevado a cabo a través de la adquisición del 50% del capital de la sociedad, MedWind Energy, S.L., titular de un 50% de RENOMAR, y que tiene una cartera de MWs en desarrollo también en la Comunidad Valenciana. ◾ ◾ 20 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa de la reclasificación de miembros del Consejo de Administración. ─ ACCIONA Energía ha acordado la reclasificación de Dña. María Salgado Madriñán como consejera dominical y de Dña. Karen Christiana Figueres Olsen como consejera independiente. Estos cambios no afectan al porcentaje de consejeros dominicales e independientes en el Consejo de Administración y Comisiones resultante de los nombramientos acaecidos en la Junta General de Accionistas y en la reunión del Consejo de Administración de ACCIONA Energía del pasado 1 de junio de 2023. ◾ 10 de julio de 2023: ACCIONA Energía informa de la reafirmación del rating concedido por la agencia de calificación Fitch Ratings. 182 ─ La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings ha reafirmado 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”. ◾ 26 de julio de 2023: ACCIONA Energía informa de la confirmación del rating concedido por la agencia de calificación DBRS. ─ La agencia de calificación crediticia DBRS Ratings GmbH (DBRS Morningstar) ha confirmado el rating de ACCIONA Energía de ‘BBB (high)’, así como su rating a corto plazo de ‘R-2 (high)’, ambos con tendencia ‘Estable’. ◾ 27 de julio de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez comprendidas entre el 26/04/2023 y el 26/07/2023, ambos inclusive. ─ Se detallan las operaciones correspondientes al quinto trimestre de vigencia del citado contrato (desde el 26 de abril de 2023 hasta el 26 de julio de 2023, ambos inclusive). ◾ 5 de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 29 de agosto de 2023 y el 4 de septiembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 29 de agosto y 4 septiembre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 12 de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 5 de septiembre de 2023 y el 11 de septiembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 5 de septiembre y el 11 de septiembre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 19 de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 12 de septiembre de 2023 y el 18 de septiembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 12 de septiembre y el 18 de septiembre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 26 de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 19 de septiembre de 2023 y el 25 de septiembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 19 de septiembre y 25 de septiembre lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 3 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 26 de septiembre de 2023 y el 2 de octubre de 2023. 183 ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 26 de septiembre y 2 de octubre lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 10 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 3 de octubre de 2023 y 9 de octubre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 3 de octubre y el 9 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 17 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 10 de octubre de 2023 y el 16 de octubre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 10 de octubre y el 16 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 24 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 17 de octubre y el 23 de octubre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 17 de octubre y el 23 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 30 de octubre de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez comprendidas entre el 27/07/23 y el 27/10/23, ambos inclusive. ─ Se detallan las operaciones correspondientes al séptimo trimestre de vigencia del citado contrato (desde el 27 de julio de 2023 hasta el 27 de septiembre de 2023, ambos inclusive). ◾ 31 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 24 de octubre y el 30 de octubre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 24 de octubre y el 30 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 7 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 31 de octubre de 2023 y el 6 de noviembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 31 de octubre 184 y el 6 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 14 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 7 de noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 7 de noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 15 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía remite rectificación de la comunicación relativa a las operaciones efectuadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 07 de noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 7 de noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 21 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 14 de noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 14 de noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 28 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía remite rectificación de la comunicación relativa a las operaciones efectuadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 14 de noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 14 de noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 28 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía remite rectificación de la comunicación relativa a las operaciones efectuadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 21 de noviembre de 2023 y el 27 de noviembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 21 de noviembre de 2023 y el 27 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 5 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 28 de noviembre de 2023 y el 4 de diciembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 28 de 185 noviembre de 2023 y el 4 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 12 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 5 de diciembre de 2023 y el 11 de diciembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 5 de diciembre de 2023 y el 11 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra ◾ 19 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 12 de diciembre de 2023 y el 18 de diciembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 12 de diciembre de 2023 y el 18 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. ◾ 26 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 19 de diciembre de 2023 y el 25 de diciembre de 2023. ─ El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 19 de diciembre de 2023 y el 25 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra. 5. Capital Social A 31 de diciembre de 2023 el capital social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. ascendía a 329.250.589 euros, representado por 329.250.589 acciones ordinarias de 1 euro de valor nominal cada una. El Grupo mantiene a 31 de diciembre de 2023 un total de 2.642.747 acciones propias en autocartera, representativas del 0,803% del Capital Social. El movimiento de las acciones propias durante el presente ejercicio es el siguiente: 2023 2022 Número de acciones Coste (millones de euros) Número de acciones Coste (millones de euros) Saldo inicial 130.951 4 53.937 2 Altas 3.057.275 100 3.785.996 137 Bajas (3.058.344) (100) (3.708.982) (135) Movimientos contrato de liquidez (1.069) -- 77.014 2 Resto de altas 2.512.865 65 Resto de bajas Resto de movimientos 2.512.865 65 -- -- Saldo final 2.642.747 69 130.951 4 186 6. Dividendo El 1 de junio de 2023 la Junta General de Accionistas aprobó el abono de un dividendo correspondiente al ejercicio 2022, pagadero el 15 de junio de 2023 de €0,70 por acción por un importe total de €230 millones. El 29 de febrero de 2024 el Consejo de Administración del Grupo ha propuesto la distribución de un dividendo de €157 millones (€0,48 por acción) con cargo a los resultados del ejercicio 2023. 7. Datos y evolución bursátil Evolución bursátil Principales datos bursátiles Precio 29 diciembre 2023 (€/acción) 28,08 Precio 30 diciembre 2022 (€/acción) 36,14 Precio mínimo FY23 (03/10/2023) 22,80 Precio máximo FY23 (17/01/2023) 38,78 Volumen medio diario (acciones) 344.752 Volumen medio diario (€) 10.491.214 Número de acciones 329.250.589 Capitalización de mercado 29/12/23 (millones de €) 9.245,0 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. 187 Los principales riesgos relacionados con las actividades que pueden afectar a la consecución de los objetivos del Grupo son los siguientes: 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 se prevé 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. De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 20% se encuentra sujeta a retribución regulada (35% de la producción del ejercicio 2022), un 59% se encuentra cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (52% de la producción del ejercicio 2022) y el resto se retribuye a precio del mercado. El Grupo trata de reducir esa 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 esa 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 51% de su producción está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o Hedge), un 17% bajo una regulación o estructuras de feed in tariff 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. 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. 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. 188 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. 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). En función de las estimaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables respecto de la evolución de los tipos de interés y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura que mitiguen estos riesgos. 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 Corporación Acciona Energías Renovables es fundamentalmente el Euribor para operaciones realizadas en euros , el SOFR para operaciones realizadas en dólares estadounidenses tanto en Estados Unidos como en otros países latinoamericanos en los que frecuentemente esta es la moneda en la que se financian, por estar los flujos de generación del activo nominados igualmente en esa moneda, el BBSY para la financiación realizada en dólares australianos, y el JIBAR para financiación en rands sudafricanos. Riesgo de divisas- El Grupo continúa desarrollando un proceso de creciente internacionalización de sus negocios, lo que supone una mayor exposición al riesgo de tipo de cambio por operaciones con divisas en los países en los que invierte y opera. La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico Financiera del Grupo empleando criterios de cobertura no especulativos. Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones: - Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas. - Cobros referenciados principalmente a la evolución de monedas al margen del euro. - 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 en divisa diferente. Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro, están sujetas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. 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 189 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 (high) 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. 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. 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 relacionadas con el cambio climático. Ésta es trasmitida conforme a la guía de reporte de información climática de la Comisión Europea y las 190 recomendaciones del Financial Stability Board, a través de su Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera Relacionada con el Clima (TCFD, 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 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 más comúnmente utilizados para la identificación de situaciones de riesgo son tanto los provistos por los últimos informes del IPCC, como los generados en el marco NGFS (por sus siglas en inglés) propuestos por la “Red de Bancos Centrales y Supervisores para la Ecologización del Sistema Financiero”. Corporación Acciona Energías Renovables considera prioritariamente para la valoración de sus riesgos climáticos el escenario NGFS “Current Policies” (para los riesgos físicos) y los escenarios NGFS “Delayed Transition” o “Divergent Net Zero” (para los riesgos transicionales). 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 vestimado). 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. 191 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 2023, 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), el descenso de producción hidroeléctrica en España como consecuencia de variaciones en los regímenes de precipitación estacional (probabilidad de ocurrencia estimada alta en el medio plazo) y una menor generación eólica en España por variación en los patrones de viento (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 2023, 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. Riesgo de aprovisionamientos El Grupo considera la gestión de su cadena de suministro una prioridad estratégica del negocio, además de una fuente de oportunidades para generar valor. El contexto geopolítico y el agravamiento de las consecuencias de la crisis climática han intensificado las variaciones de precios de las materias primas, haciendo de la cadena de suministro una de las principales fuentes tanto de riesgos como de oportunidades financieras, pudiendo impactar en toda la cadena de valor de la compañía. Prueba de ello, entre otras medidas, el Grupo ha invertido en la implantación de un Sistema mejorado de Control de Riesgos y Oportunidades para su cadena de suministro dotado de la última tecnología e Inteligencia Artificial que le permite ampliar su monitorización en tiempo real al 100 % de su cadena de suministro. Además, con este nuevo modelo, el Grupo se dota de una metodología estándar y adaptada a las nuevas regulaciones como, entre otras, la Directiva de Diligencia Debida de Sostenibilidad Corporativa, Modern Slavery Act, UK Bribery Act, GHG Protocol y estándares GRI. A pesar de los altos niveles de inflación, la situación de los diferentes mercados de materias primas en general va evolucionando positivamente y se aprecia que los precios se van estabilizando en la mayoría de los mercados. No obstante, desde el Grupo se mantiene el foco y atención en continuar monitorizando los mercados y 1) la evolución de la inflación en mercados específicos, 2) el anuncio de recesión económica en Alemania y 3) las tensiones políticas entre China y USA en relación a los conflictos de Ucrania y Sudeste Asiático (Taiwan). A modo de ejemplo, el precio del acero, ha caído de manera generalizada en todos los mercados durante el segundo trimestre del año, algo que no sucedía desde junio 2022. No obstante, las perspectivas globales del mercado pasan por continuar analizando lo que sucede en China, dado que este País produce más del 50% del acero mundial. Desde el área de Compras se siguen reforzando de manera continua las acciones de seguimiento y control de la información de los mercados y materias primas. Conocedores de lo relevante de esta información para la 192 toma de decisión y gestión de riesgos de los diferentes negocios y proyectos, además de su seguimiento en tiempo real, se refuerzan y articulan mecanismos de distribución periódica de la información y análisis más relevante a través de informes detallados y boletines de información repartidos a nivel global. Por otra parte, se continúa trabajando de manera coordinada entre las Direcciones Contractuales y de Compras para apoyar en las negociaciones y revisiones de precios. Respecto a la situación logística, otro de los aspectos clave en la cadena de suministro del Grupo, también se ha percibido una estabilización de los precios en general, aunque hay que monitorizar la situación en el transporte por carretera debido a que se detecta falta de conductores en Europa. En España, adicionalmente, la bonificación a los transportes se vio reducida por el Gobierno. En el transporte marítimo, se ha considerado importante monitorizar la situación de bajo caudal del canal de Panamá debido a la falta de agua. Esta situación podría provocar que los barcos tengan que empezar a reducir sus cargas, pesos y capacidad para poder pasar por esa ruta. Las líneas marítimas parecen anticipar incrementos de precios a partir del inicio del segundo semestre debido al pico de demanda esperado a finales de año. Por último, y relevante respecto a la región de Australia donde crece la cartera de proyectos y necesidades, se espera un posible acuerdo comercial con la Unión Europea que facilite el comercio entre ambas regiones. Riegos de Cumplimiento Para la mitigación de los riesgos derivados de incumplimientos normativos, el Grupo cuenta con un Modelo de Compliance que contempla el ámbito de cumplimiento penal y, en este sentido, riesgos específicos tales como corrupción, medioambiente, seguridad y salud, competencia y fiscal. El Modelo de Compliance se basa en procesos y sistemas de control interno para la prevención, detección y corrección de eventos que puedan materializarse en incumplimientos, siguiendo un enfoque de mejora continua. A estos efectos, dicho Modelo es objeto de supervisión, tanto de forma interna como externa, y es objeto de certificación en base a la ISO 37.001 sobre Sistemas de Gestión Antisoborno y la UNE 19.601 sobre Sistemas de Gestión de Compliance Penal. En 2023, y de acuerdo a la actividad desarrollada por el Grupo, los principales riesgos identificados son la corrupción pública y la corrupción en los negocios, calificados como de riesgo medio (a vigilar), siendo el resto de riesgos penales de aplicación calificados como de riesgo bajo (a mantener). En relación con las incertidumbres que afectan al Modelo de Compliance, cabe resaltar las derivadas de las modificaciones regulatorias que se han producido y las previstas en el corto y medio plazo. En el primer semestre de 2023 se produjo la trasposición de la Directiva Europea Directiva (UE) 2019/1937 al ordenamiento español a través de la Ley 02/2023, incrementándose de esta manera los requisitos normativos en torno a la articulación y gestión de los canales internos de información. Asimismo, se consideran las incertidumbres derivadas del incremento de la regulación en torno a la diligencia debida de las empresas en materia de sostenibilidad y derechos humanos que implicará un refuerzo de los requerimientos en relación con los procesos y el reporting sobre la gestión de riesgos de cumplimiento. Asimismo, en las jurisdicciones en donde el Grupo opera se están reforzando las regulaciones en torno a la responsabilidad penal de la persona jurídica, dado lo cual, el Grupo cuenta con un enfoque de análisis y cobertura en base a riesgo. 193 Otros factores exógenos que afectan a las actividades: Cambios adversos en el entorno político y normativo en los países en los que el Grupo opera, junto con los periodos de transición política, pueden provocar impactos en las operaciones, cambio en las prioridades de actividad o deficiencias en la ejecución de obras y prestación de servicios; y con ello sanciones y penalizaciones con un impacto negativo en la situación financiera y en los resultados del Grupo. Parte III- Hechos posteriores No se han producido acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio que puedan afectar de forma significativa a las cuentas anuales consolidadas del Grupo al 31 de diciembre de 2023 o a la actividad presente o futura del mismo. Parte IV- Evolución previsible La economía mundial continúa su lenta recuperación tras los golpes de la pandemia, la invasión rusa de Ucrania y la crisis del coste de vida. Pese a esta serie de acontecimientos, la economía mundial se ha ralentizado, pero no estancado. El crecimiento es lento y desigual, con crecientes divergencias a escala mundial. La inflación tanto la general como la subyacente se está controlando de forma gradual. Sin embargo, la plena recuperación hasta las tendencias previas a la pandemia parece cada vez más inalcanzable, en especial en las economías de mercados emergentes y en desarrollo. Las proyecciones sitúan el crecimiento del comercio mundial en 3,3% en 2024 y en 3,6% en 2025, por debajo de la tasa de crecimiento promedio histórica de 4,9%. Todo apunta a que el aumento de las perturbaciones en el comercio y la fragmentación geoeconómica seguirán lastrando el nivel de comercio mundial. Estos pronósticos se basan en las hipótesis de que los precios de los combustibles y otras materias primas bajarán en 2024 y 2025, y de que las tasas de interés disminuirán en las principales economías. Se proyecta que en 2024 los precios medios anuales del petróleo se reduzcan alrededor de 2,3%, mientras que, para los precios de las materias primas distintas de los combustibles, se prevé un descenso de 0,9%. La inflación global se espera que disminuya a 5,8% en 2024 y 4,4% en 2025. Los riesgos para el crecimiento están equilibrados, con posibles aumentos en las condiciones financieras si la desinflación continúa. Por otro lado, escaladas en los precios de materias primas o problemas en el sector inmobiliario chino podrían impactar negativamente. Se insta a una gestión prudente de la política monetaria y fiscal para mantener la estabilidad y fomentar la productividad y la sostenibilidad financiera. La inflación está disminuyendo más rápidamente de lo previsto en la mayoría de las regiones, mientras se disipan los problemas en el lado de la oferta y se aplica una política monetaria restrictiva. Se prevé que el nivel general de inflación a escala mundial descienda a 5,8% en 2024 y a 4,4% en 2025, lo que supone una revisión a la baja del pronóstico para 2025. Con respecto a las economías avanzadas, se prevé que el crecimiento se reduzca ligeramente, de 1,6% en 2023 a 1,5% en 2024, antes de recuperarse hasta 1,8% en 2025. En Estados Unidos se cree que el crecimiento descenderá de 2,5% en 2023 a 2,1% en 2024 y 1,7% en 2025; los efectos rezagados del endurecimiento de la política monetaria. En la zona Euro se prevé que el crecimiento se reduzca ligeramente, de 1,6% en 2023 a 1,5% en 2024, antes de recuperarse hasta 1,8% en 2025. En el Reino Unido esperamos que el crecimiento aumente de forma moderada, pasando de una estimación de 0,5% en 2023 a 0,6% en 2024, coincidiendo con el desvanecimiento de los efectos negativos rezagados de los elevados precios de la energía, y posteriormente a 1,6% en 2025. En Japón, el crecimiento se desacelerará, desde 1,9% estimado en 2023 a 0,9% en 2024 y 0,8% en 2025, debido al desvanecimiento de factores puntuales que respaldaron la actividad en 2023, como la depreciación del yen, la demanda latente y la recuperación de la inversión empresarial tras la ejecución postergada de proyectos previos. 194 Para las economías de mercados emergentes y en desarrollo, se espera que el crecimiento se mantenga en 4,1% en 2024 y que aumente a 4,2% en 2025. La revisión al alza de 0,1 puntos porcentuales para 2024 se debe a las mejoras en varias regiones. En este contexto; las economías emergentes y en desarrollo de Asia se cree que disminuirán un 5,4% estimado en 2023 a 5,2% en 2024 y 4,8% en 2025, con una mejora de 0,4% para 2024 con respecto a las proyecciones de octubre de 2023, situando a China con un crecimiento del 4,6% en 2024 y de un 4,1% en 2025. En India el crecimiento va a continuar fuerte, con una tasa de 6,5% tanto para 2024 como para 2025, lo que supone una mejora de 0,2% para ambos años, debido a la resiliencia de la demanda interna. Por otro lado, en Rusia se proyecta que el crecimiento sea de 2,6% en 2024 y de 1,1% en 2025, con una revisión al alza de 1,5% para 2024, como reflejo del efecto de arrastre de un crecimiento más fuerte de lo esperado en 2023. En América Latina y el Caribe, el crecimiento disminuirá de 2,5% estimado en 2023 a 1,9% en 2024, y que aumente hasta 2,5% en 2025, lo que corresponde a una revisión a la baja para 2024 de 0,4 puntos porcentuales respecto a anteriores proyeciones. Brasil se espera que crezca y 0,2% y para México un 0,6%, principalmente a causa de los efectos de arrastre de una demanda interna más fuerte de lo esperado y un crecimiento mayor de lo previsto en los principales socios comerciales. Por último, en África subsahariana, el crecimiento se prevé que incremente, pasando de 3,3% estimado en 2023 a 3,8% en 2024 y 4,1% en 2025 ya que remitirán los efectos negativos de los shocks meteorológicos anteriores y mejorarán gradualmente los problemas de la oferta. Se proyecta un debilitamiento de la proyección de Sudáfrica, cuyo origen está en el aumento de las restricciones logísticas, como las presentes en el sector del transporte, que afectan a la actividad económica. Parte V- Hechos destacados de sostenibilidad Indicadores ambientales Clima: Se ha producido un incremento del 17% en las emisiones de alcance 1 y 2 por cambio en criterio contable de las emisiones de vehículos de flota (anteriormente computados en alcance 3). Este efecto se ha visto parcialmente compensado por la reducción del alcance 2 (-67%), por el mayor consumo de electricidad renovable. Las emisiones se mantienen en un valor muy inferior a la senda de reducción SBTi (-68%). Alineamiento con la taxonomía europea de actividades sostenibles Mitigación del cambio climático Alineamiento Elegibilidad CAPEX 99,99% 97,62% OPEX 98,24% 92,67% CIFRA DE NEGOCIOS 97,24% 57,49% 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 no son elegibles en la taxonomía europea. Circularidad: La compañía no deposita ninguna pala de aerogenerador en vertedero, y está llevando a cabo diversas iniciativas para aumentar su reciclabilidad, como la utilización de palas para su integración en la estructura 195 que soporta los paneles fotovoltaicos en la planta de Extremadura I o la iniciativa “El Ganso x ACCIONA”, que ha supuesto la utilización de materiales de palas eólicas para la fabricación de zapatillas. Adicionalmente y como parte de su compromiso con el desarrollo de soluciones de economía circular para el sector eólico, ACCIONA Energía, junto con RenerCycle , ha lanzado la iniciativa Waste2Fiber que supondrá la construcción de una planta que permitirá reciclar 6.000 toneladas/año de composites procedentes de palas. Se ha reducido ligeramente el % de valorización de residuos en el período, que se sitúa en un 97%, por trabajos de mantenimiento en plantas de biomasa (generación de residuos por limpieza de calderas, que no son valorizables). Biodiversidad: Se ha llevado a cabo la localización, evaluación, valoración y divulgación de las dependencias, impactos, riesgos y oportunidades, siguiendo la metodología LEAP, según las recomendaciones del Task Force on Nature-Related Financial Disclosure (TNFD). Se han desarrollado 182 planes de gestión ambiental en instalaciones en construcción y en producción. Como parte del programa de plantaciones voluntarias, se han plantado 118.738 árboles (316.819 en los tres últimos años, desde que se inició el programa), que contribuyen al objetivo de “No Deforestación”. La compañía ha desarrollado iniciativas en el marco del objetivo “No Pérdida Neta”, como la traslocación y mantenimiento de 12.000 ejemplares de la especie vulnerable Macrozamia Conferta en el parque eólico MacIntyre, e iniciativas para cumplir con el objetivo “Ganancia Neta”, como el Plan de reforzamiento del milano real, especie amenazada, en el parque natural de Cazorla, Segura y Las Villas. Indicadores sociales La plantilla media de ACCIONA Energía ha aumentado un 32%, por el crecimiento orgánico de la compañía y la integración de Solideo. Destaca el incremento de mujeres en puestos gerenciales y directivos por nuevas contrataciones y promociones internas, gracias a los diferentes programas de incorporación y promoción de talento femenino, como los proyectos “Sostenibles 50:50”. Este año se ha comenzado un nuevo proyecto de este tipo, Tech Hub New Generation , que tiene como objetivo reforzar el equipo de Operación y Mantenimiento en Estados Unidos, a través del apoyo al ecosistema local universitario en México y la promoción del desarrollo profesional de jóvenes en este país, incorporando a 6 hombres y 6 mujeres en operaciones de mantenimiento y promoviendo su movilidad interna, una vez formados, a Estados Unidos. En materia de seguridad y salud se produjo un accidente mortal en el parque eólico de El Cabrito (España), con el fallecimiento de un trabajador de operación y mantenimiento. Se han desarrollado 133 proyectos de gestión de impacto social, un 17% más que el año anterior, que han supuesto una inversión social de más de 4 millones de euros para desarrollar 200 iniciativas de impacto positivo en la comunidad, con más de 290.000 personas beneficiadas. Indicadores de gobernanza En julio la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad aprobó la nueva Política del Canal Ético, adaptada a los requisitos de la Ley 2/2023, reguladora de la protección de las personas que informen sobre infracciones normativas y de lucha contra la corrupción. Ha aumentado el número de procesos de debida diligencia de terceras partes (socios comerciales y de negocio) en un 65% respecto al mismo periodo del año anterior, 196 ACCIONA ENERGÍA Industria Media Industria Valoración EscalaAgencia Elec. Utilities 34 87 0 a 100 Construcción C A - D-a A Utilities 25 MedRisk 10.7 Low Risk 100 a 0 Utilities A AAA CCC a AAA Electricidad Renovable B A - Prime D-a A+ Utilities 2,7 4,1 0 a 5 Electricity, gas, steam and air conditioning supply -- 82 Platinum 0 a 100 gracias al despliegue del sistema de gestión de Compliance Penal y Antisoborno de la compañía que supone una mayor actividad de control sobre estos terceros. Se han auditado un 100% de proveedores estratégicos y 12 proveedores tier 2, aquellos que representan un riesgo alto por el volumen de contratación, el país en el que operan y los bienes o servicios que proporcionan. GoSupply, la nueva plataforma para la gestión de la cadena de suministro, está desplegada en todos los países; se han establecido scoring mínimos en los cuestionarios ESG y de Compliance para proveedores con un volumen de contratación mayor de 400.000 euros/año. Se ha incrementado el peso de los objetivos de sostenibilidad en la retribución variable, de un 10% a un 12,5%, alcanzando así el objetivo definido en el Plan Director de Sostenibilidad dos años antes de lo previsto. Se mantiene un 45% de mujeres en el Consejo, superando la recomendación establecida en el Código de Buen Gobierno de las Sociedades Cotizadas. Calificaciones ESG La compañía mantiene su posición de liderazgo en los principales ratings ESG. FINANCIACIÓN DE IMPACTO En 2023 se ha desarrollado un nuevo Marco de Financiación de Impacto Sostenible que recoge tanto las operaciones de financiación verde como 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". El nuevo marco se basa en los principales estándares de financiación sostenible, como los Principios de Bonos Verdes (GBP) de la Asociación Internacional de Mercados de Capitales (ICMA) y los Principios de Préstamos Verdes (GLP) administrados por la Asociación de Mercados de Préstamos (LMA). DNV ha revisado y emitido su opinión sobre la conformidad del nuevo marco con estas normas. El Marco, de aplicación a ACCIONA Energía y al Grupo ACCIONA sustituye al Marco Vinculado a la Sostenibilidad de ACCIONA Energía 2021. El 98% de la deuda de ACCIONA Energía está englobada en estos instrumentos de financiación sostenible. 197 Más información sobre los instrumentos de financiación sostenible, compromisos y los proyectos a los que se asignan: https://www.acciona-energia.com/es/accionistas -inversores/informacion-bursatil/financiacion- sostenible 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. 198 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 2023 en la reunión de 29 de febrero de 2024: 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 ____ Dña. Karen Christiana Figueres Olsen * 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 ____ * Diligencia: por la que se hace constar que estos Consejeros no firman la presente Declaración de Responsabilidad por imposibilidad, habiendo dado su conformidad para la suscripción de la misma, suscribiéndola en su lugar el Secretario del Consejo de Administración, D. Jorge Vega -Penichet López, en virtud de las instrucciones expresas impartidas por los Consejeros a tal fin.

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