Enagás, S.A.

Cuentas Anuales del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2005 e Informe de Gestión, junto con el Informe de Auditoría independiente

Deloitte

Plaza Pablo Ruiz Picasso, 1 Torre Picasso 28020 Madrid España

Tel .: +34 915 14 50 00 Fax: +34 915 14 51 80 +34 915 56 74 30 www.deloitte.es

NFORME DE AUDITORIA DE CUENTAS ANUALES

1. Hemos auditado las cuentas anuales de Enagás, S.A. que comprenden el balance de situación al 31 de diciembre de 2005 y la cuenta de pérdidas y ganancias y la memoria correspondientes al ejercicio anual terminado en dícha fecha, cuya formulación es responsabilidad de los Administradores de la Sociedad. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre las citadas cuentas anuales en su conjunto, basada en el trabajo realizado de acuerdo con las normas de auditoría generalmente aceptadas, que requieren el examen, mediante la realización de pruebas selectivas, de la evidencia justificativa de las cuentas anuales y la evaluación de su presentación, de los principios contables aplicados y de las estimaciones realizadas.
1. De acuerdo con la legislación mercantil, los Administradores presentan, a efectos comparativos, con cada una de las partidas del balance de situación y de la cuenta de pérdidas y del cuadro de financiación, además de las cifras del ejercicio 2005, las correspondientes al ejercicio anterior. Nuestra opinión se refiere exclusivamente a las cuentas anuales del ejercicio 2005. Con fecha 18 de

febrero de 2005 emitimos nuestro informe de auditoría sobre las cuentas anuales del ejercicio 2004, en cl que expresamos una opinión sin salvedades.

Según se describe en la nota 2 de la memoria adjunta, de acuerdo con la legislación vigente, la Sociedad, como cabecera de grupo, está obligada, al cumplir determinados requisitos, a formular separadamente cuentas consolidadas, preparadas de acuerdo con normas internacionales de información financiera adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE), sobre las que hemos emitido, con fecha 23 de febrero de 2006, nuestro informe de auditoría con una salvedad por incertidumbre similar a la que se indica en el párrafo siguiente. De acuerdo con el contenido de dichas cuentas anuales consolidadas preparadas conforme a NIF-UE, el volumen total de reservas consolidadas asciende a 599.565 miles de euros, el resultado del ejercicio asciende a 190.960 miles de euros y el volumen total de activos y de ingresos ascienden a 3.225.619 y 683.557 miles de euros, respectivamente.

Member of Deloitte Touche Tohmatsu 4. En el epígrafe "Deudores Varios" de las cuentas anuales adjuntas, se encuentran registrados 25.522 miles de euros correspondientes al importe estimado por Enagás, S.A. como pendiente de liquidación por parte del Organismo Regulador competente en concepto de ingresos por las actividades reguladas del ejercicio 2002, así como 17.394 miles de euros y 10.114 miles de euros correspondientes a los ejercicios 2003 y 2004, respectivamente.

De acuerdo a lo establecido en la regulación actual vigente, las desviaciones que se pongan de manifiesto por la aplicación del procedimiento de liquidaciones serán tenidas en cuenta en el cálculo de las tarifas, peajes y cánones de los años siguientes. Hasta el momento, las mencionadas desviaciones se ponen de manifiesto en el primer semestre del ejercicio siguiente, por lo que son tenidas en cuenta con un año adicional de diferencia. En este sentido, el Organismo Regulador, al objeto de calcular las tarifas, peajes y cánones de los ejercicios 2004, 2005 y 2006, ha tenido en consideración, entre otros conceptos, diversos importes en relación a los déficit de los ejercicios 2002 y 2003. Por el momento no se ha considerado importe alguno en relación a un posible deficit del ejercicio 2004.

No obstante lo anterior, y aún cuando, al menos, el plazo correspondiente para el ejercicio 2002 finalizó durante el ejercicio 2005, a la fecha actual no se ha puesto de manifiesto por parte del Organismo Regulador el importe que, de forma definitiva, será liquidado a Enagás, S.A. ni a ningún otro agente del Sector, en relación con los importes tenidos en cuenta en el cálculo de las tarifas, peajes y cánones por concepto de los déficit considerados.

Por tanto, si bien existe un reconocimiento por parte del Organismo Regulador de la existencia de unos importes pendientes de liquidar de los ejercicios 2002 y 2003, a la fecha de emisión de este informe no podemos conocer el porcentaje que corresponderá a Enagás, S.A. de las cantidades consideradas ni, por consiguiente, podemos emitir una conclusión definitiva sobre la recuperabilidad total o parcial de los importes registrados en las cuentas anuales adjuntas, indicados anteriormente, en concepto de importes pendientes de liquidación por parte del Organismo Regulador competente de los ejercicios 2002, 2003 y 2004.

En nuestra opinión, excepto por los efectos de cualquier ajuste que pudiera ser necesario si se conociera el desenlace final de la incertidumbre descrita en el párrafo 4 anterior, las cuentas anuales del ejercicio 2005 adjuntas expresan, en todos los aspectos significativos, la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera de Enagás, S.A. al 31 de diciembre de 2005 y de los resultados de sus operaciones y de los recursos obtenidos y aplicados durante el ejercicio anual terminado en dicha fecha y contienen la información necesaria y suficiente para su interpretación y comprensión adecuada, de conformidad con principios y normas contables generalmente aceptados que guardan uniformidad con los aplicados en el ejercicio anterior.

El informe de gestión adjunto del ejercicio 2005, contiene las explicaciones que los Administradores consideran oportunas sobre la situación de la Sociedad, la evolución de sus negocios y sobre otros asuntos y no forma parte integrante de las cuentas anuales. Hemos verificado que la información contable que contiene el citado informe de gestión concuerda con la de las cuentas anuales del ejercicio 2005. Nuestro trabajo como auditores se limita a la verificación del informe de gestión con el alcance mencionado en este mismo párrafo y no incluye la revisión de información distinta de la

obtenida a partir de los registros contables de la Sociedad.

DELOITTE, S.L. Inscrita en el R.O.A.C. Nº S0692

Jesús María Navarro

23 de febrero de 2006

●

ENAGÁS, S.A.

EJERCICIO 2005

CUENTAS ANUALES

Balance

Cuenta de Pérdidas y Ganancias Memoria

INFORME DE GESTIÓN

DATOS GENERALES DE IDENTIFICACIÓN

NIF: A28294726
Denominación Social:	ENAGAS ,	S. A.
	Domicilio Social: Paseo de los Olmos, 19
Municipio:	Madrid		Provincia:	MADRID

ACTIVIDAD

EUROS

Fecha de cierre a la que van referidas las cuentas:

ત્ત્વ

102

GIS

Número de páginas presentadas al depósito:

En caso de no figurar consignadas cifras en alguno de los ejercicios indique la causa:

UNIDADES

Marque con una X la unidad en la que ha elaborado todos los documentos que integran sus cuentas anuales:

Miles de euros

(1) Según las clases (cuaro digitos) de la Clasificades Económicas, apobada por Real Decrato 1560/1992, de 18 de dicientre (BOE de 2.12.1992).

(2) Ejercicio al que van referidas las cuentas anuales.
(3) Ejercicio anterior.
Para calcular el número medio de personal fijo tenga en cuenta los siguientes criterios: (4)
- a) Si en el año no ha habido importantes de la plantilla, indique aquí la somisuma de los fijos al principio y a fin del ejercicio.
- b) Si ha habido movimiantos, calcule la suma de la plantilla en cada uno de los meses del año y divídala por doce.
- c) Si hubo regulación tempeo o de jornada, el personal alectado por la misma disinci incluise como personal lijo, pero sólo en la proponda a la fracción del año o jornada del año efectivamente trabajada.
Puede calcular el personal no lice mana que han tabajado sus enpleadors no figury civininzo por 57 semanas. También puede hacer esta coperación (5) (equivalente a la anterior):

BALANCE NORMAL

●

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

NIF	14 14 4 4 4 4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 A28294726			UNIDAD (1)
DENOMINACIÓN SOCIAL			్రాల్యే ప్రాథమిక ప్రాథమిక పాఠశాల ఒకటి రాజులు తెలుగు కొండల కాలు కొండల కార్యాలయం గ్రామం నుండి 10 కి.మీ. దూరంలో ఉంది. గ్రామం నుండి 10 కి.మీ. దూరంలో ఉంది. ప్రాథమిక ఆరోగ్య ఉంది.		999114 Euros
	S. A. ENAGAS .			Miles	999115
	Espacio destinado para las firmas de los administradores				X
	ACTIVO		EJERCICIO2005 (2)		EJERCICIO2004 (3)
A)	ACCIONISTAS (SOCIOS) POR DESEMBOLSOS NO EXIGIDOS
하	INMOVILIZADO		3.223.553		3.039.697
	l. Gastos de establecimiento
	Inmovilizaciones inmateriales		ll.912		12.048
	1. Gastos de investigación y desarrollo		15.349		14.768
	2. Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares 122020		8.108		8.040
	3. Fondo de comercio
	4. Derechos de traspaso
	5. Aplicaciones informáticas		16.498		13.171
	6. Derechos s/bienes en régimen de arrendamiento financiero 122060
	7. Anticipos
	8. Provisiones	122080
	9. Amortizaciones		-28.043		-23.931
	III. Inmovilizaciones materiales		3.109.909		2.921.889
	1. Terrenos y construcciones		82.024		80.440
	2. Instalaciones técnicas y maquinaria		4.128.297		3.664.806
	3. Otras instalaciones, utillaje y mobiliario 123030		12.910		12.158
	4. Anticipos e inmovilizaciones materiales en curso 123040		337.542		450.103
	5. Otro inmovilizado		22.057		21.806
	6. Provisiones		-12.506		-9.402
	7. Amortizaciones		-1.460.415		-1.298.022
	IV.		101.732		105.760
	1. Participaciones en empresas del grupo		39.217		39.217
	2. Creditos a empresas del grupo		46.220		56.078
	3. Participaciones en empresas asociadas 124030
	4. Créditos a empresas asociadas
	5. Cartera de valores a largo plazo		6.743		1.675
	6. Otros créditos		385		497
	7. Depósitos y fianzas constituidos a largo plazo 124070		638		697

1. Comerciales
2. Materias primas y otros aprovisionamientos 142020		2.345	2.384
3. Productos en curso y semiterminados
4. Productos terminados
5. Subproductos residuos y materiales recuperados 142050
6. Anticipos
7. Provisiones	142070
Deudores		404.371	473.113
1. Clientes por ventas y prestaciones de servicios 143010		147.246	123.712
2. Empresas del grupo, deudores		4.092	4.347
3. Empresas asociadas, deudores 143030		52.034	125.573
4. Deudores varios		200.599	185.950
5. Personal		400	154
6. Administraciones Públicas			33.377
7. Provisiones
IV. I Inversiones financieras temporales		9.244	9346
1. Participaciones en empresas del grupo
2. Créditos a empresas del grupo 144		9.244	9.346
3. Participaciones en empresas asociadas 144030
4. Créditos a empresas asociadas 144040
5. Cartera de valores a corto plazo
6. Otros créditos
7. Depósitos y fianzas constituídos a corto plazo 144070
8. Provisiones
V. Acciones propias a corto plazo
VI. Tesoreria		128	] 47

BALANCE NORMAL

NIF	A28294726 DENOMINACIÓN SOCIAL	المستوى التي تعلق الموقع الموضوع الموضوع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموقع الموق
	S. A. ENAGAS .
	Espacio destinado para las firmas de los administradores PASIVO	EJERCICIO2005 (1)	EJERCICIO 2004 (2)
A)	FONDOS PROPIOS	1.115.254	1.010.063
	I.	358.101	358.101
	II. Prima de emisión
	III. Reserva de revalorización	342.505	342.505
	IV. Reservas	261.429	182.791
	1. Reserva legal		71.620
	2. Reservas para acciones propias
	3. Reservas para acciones de la sociedad dominante 214030
	4. Reservas estatutarias
	5. Diferencias por ajuste del capital a euros 214060
	6. Otras reservas	189.809	lll.l7]
	v. Resultados de ejercicios anteriores
	1. Remanente
	2. Resultados negativos de ejercicios anteriores 215020
	3. Aportaciones de socios para compensación de pérdidas 215030
	VI. Pérdidas y Ganancias (beneficio o pérdida)	191.416	157.701
	VII. Dividendo a cuenta entregado en el ejercicio	-38.197	-31.035
	VIII. Acciones propias para reducción de capital
ਜ਼)	INGRESOS A DISTRIBUIR EN VARIOS EJERCICIOS	500.593	521.921
	1 . Subvenciones de capital	373.646	379.715
	2. Diferencias positivas de cambio
	3. Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios 220030	126.947	142.206
	4. Ingresos fiscales a distribuir en varios ejercicios 220050
C)	PROVISIONES PARA RIESGOS Y GASTOS	13.533	10.880
	1. Provisiones para pensiones y obligaciones similares 230010
	2. Provisiones para impuestos
	3. Otras provisiones	13.533	10.880
	4. Fondo de reversión
DI	ACREEDORES A LARGO PLAZO	1.499.740	1.333.250

●

. .

●

NIF	A28294726 DENOMINACIÓN SOCIAL		ాగా మొబైల
	ENAGAS . S. A.
	Espacio destinado para las firmas de los administradores
	PASIVO		EJERCICl@005 (1) =	EJERCICIO2004 (2)
D)	ACREEDORES A LARGO PLAZO (Continuación)
	Deudas con entidades de crédito	242000	1.493.146	1.326.776
	1. Deudas a largo plazo con entidades de crédito		1.493.146	1.326.776
	2. Acreedores por arrendamiento financiero a largo plazo 242020
	III. Deudas con empresas del grupo y asociadas		4.732	4.576
	1. Deudas con empresas del grupo
	2. Deudas con empresas asociadas		4.732	4.516
	IV. Otros acreedores		1.862	1.898
	1. Deudas representadas por efectos a pagar
	2. Otras deudas
	3. Fianzas y depósitos recibidos a largo plazo
	4. Administraciones Públicas a largo plazo		1.862	1.898
	V. Desembolsos pendientes sobre acciones no exigidos 245000
	1. De empresas del grupo
	2. De empresas asociadas
	3. De otras empresas
	VI. Acreedores por operaciones de tráfico a largo plazo 246000
n	ACREEDORES A CORTO PLAZO		513.982	651.663
	l. Emisiones de obligaciones y otros valores negociables 251000
	1. Obligaciones no convertibles
	2. Obligaciones convertibles
	3. Otras deudas representadas en valores negociables 251030
	4. Intereses de obligaciones y otros valores 251040
	II. Deudas con entidades de crédito	252000	26.331	63.007
	1. Préstamos y otras deudas		26.331	63.007
	2. Deudas por intereses
	3. Acreedores por arrendamiento financiero a corto plazo 252030
	III. Deudas con empresas del grupo y asociadas a corto plazo 253000		178.142	263.882
	1. Deudas con empresas del grupo		5.568	7.524
	2. Deudas con empresas asociadas		172.574	256.358

ﺘ

(1) Ejercicio al que van referidas las cuentas anuales.

(2) Ejercicio anterior.

●

. � � � � � � � �EMDAR ORA@S REGISTOS CERCATILO

. .

BALANCE NORMAL

NIF	A28294726
	DENOMINACIÓN SOCIAL		ිමි මිනිමි සිට මුද්ද
	ENAGAS . S. A.	Espacio destinado para las firmas de los administradores
	PASIVO		EJERCICIO2005 (1)	EJERCICIO2004 (2)
E)	ACREEDORES A CORTO PLAZO (Continuación)
	Acreedores comerciales ﺟ		219.681	262.121
	1. Anticipos recibidos por pedidos
	2. Deudas por compras o prestaciones de servicios 254020		219.681	262.121
	3. Deudas representadas por efectos a pagar
	V. Otras deudas no comerciales		89.828	62.653
	1. Administraciones Públicas		49.556	30.038
	2. Deudas representadas por efectos a pagar 255
	3. Otras deudas		37.964	30.895
	4. Remuneraciones pendientes de pago		2.011	1.624
	5. Fianzas y depósitos recibidos a corto plazo 255050		297	તે રે
	VI. Provisiones para operaciones de tráfico	256000
	VII. Ajustes por periodificación
I	PROVISIONES PARA RIESGOS Y GASTOS A CORTO PLAZO 260000
	TOTAL GENERAL (A + B + C + D + E + F)		3.643.102	3.527.777

●

(1) Ejercicio al que van referidas las cuentas anuales. (2) Ejercicio anterior.

CEMBAR ORACOS REGISTOOS CERCOITILO

a) Consumo de mercaderías
b) Consumo de materias primas y otras materias
consumibles	858.277	729.165
c) Otros gastos externos
A.3. Gastos de personal	65.712	57.913
a) Sueldos, salarios y asimilados	49.851	42.984
b) Cargas sociales	15.861	14.929
A.4. Dotaciones para amortizaciones de inmovilizado 304000	166.954	144.795
A.5. Variación de las provisiones de tráfico		-412
a) Variación de provisiones de existencias
b) Variación de provisiones y pérdidas de créditos
incobrables
c) Variación de otras provisiones de tráfico		-412
A.6. Otros gastos de explotación 306000	173.231	162.291
a) Servicios exteriores	171.321	160.739
b) Tributos	1.910	1.552
c) Otros gastos de gestión corriente 306030
d) Dotación al fondo de reversión
A.I. BENEFICIOS DE EXPLOTACIÓN
(B.1 + B.2 + B.3 + B.4 - A.1 - A.2 - A.3 - A.4 - A.5 - A.6)	315.924	257.298
A.7. Gastos financieros y gastos asimilados 307000	41.682	33.891
a) Por deudas con empresas del grupo
b) Por deudas con empresas asociadas 307020
c) Por deudas con terceros y gastos asimilados 307030	41.682	33.891
d) Pérdidas de inversiones financieras
A.8. Variación de las provisiones de inversiones financieras 308000

A.11. Pérdidas procedentes del inmovilizado inmaterial,
material y cartera de control			40
A.12. Pérdidas por operaciones con acciones y obligaciones
propias
A.13. Gastos extraordinarios 313000		3.116
A.14. Gastos y pérdidas de otros ejercicios 314000			4.971
A.IV. RESULTADOS EXTRAORDINARIOS POSITIVOS
(B.9 + B.10 + B.11 + B.12 + B.13 - A.10 - A.11 - A.12 - A.13 - A.13 - A.14)	304900	1.702	1.232
A.V. BENEFICIÓS ANTES DE IMPUESTOS (A.III + A.IV - B.III - B.IV)	305900	288.425	236.892
A.15. Impuesto sobre Sociedades	315000	97.009	79.191
A.16. Otros impuestos	316000
A.VI. RESULTADO DEL EJERCICIO (BENEFICIOS) (A.V - A.15 - A.16) 306900		191.416	157.701

(1) Ejercicio al que van referidas las cuentas anuales. Ejercicio anterior. (2)

11 12:44

CHULLILO

CHACUS LEBIS QUS

CEMBAK

	c) Devoluciones y «rappels» sobre ventas
	B.2. Aumento de existencias de productos terminados y en
	curso de fabricación	402000
	B.3. Trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado 403000		8.181	7.082
	B.4. Otros ingresos de explotación		73.062	63.236
	a) Ingresos accesorios y otros de gestión corriente 404010		48.510	42.835
	b) Subvenciones		24.552	20.401
	c) Exceso de provisiones de riesgos y gastos 404030
B.I.	PERDIDAS DE EXPLOTACIÓN
	(A.1 + A.2 + A.3 + A.4 + A.5 + A.6 - B.1 - B.2 - B.3 - B.4) 401900
	B.5. Ingresos de participaciones en capital 4050		9.484	9.126
	a) En empresas del grupo		9.484	8.790
	b) En empresas asociadas	405020	Householder, Andrewing And	336
	c) En empresas fuera del grupo
	B.6. Ingresos de otros valores negociables y de créditos del
	activo inmovilizado	406000	2.226	2-800
	a) De empresas del grupo		1.983	2.163
	b) De empresas asociadas	406020
	c) De empresas fuera del grupo		243	637
	B.7. Otros intereses e ingresos asimilados 407000		770	330
	a) De empresas del grupo
	b) De empresas asociadas
	c) Otros intereses		770	330
	d) Beneficios en inversiones financieras
	B.8. Diferencias positivas de cambio
	B.II. RESULTADOS FINANCIEROS NEGATIVOS

(A.7 + A.8 + A.9 - B.5 - B.6 - B.7 - B.8) .................................................................................................................................... 29.201 21.638 (1) Ejercicio al que van referidas las cuentas anuales. Ejercicio anterior. (2)

B.10. Beneficios por operaciones con acciones y obligaciones
propias
B.11. Subvenciones de capital transferidas al resultado del
ejercicio
B.12. Ingresos extraordinarios
B.13. Ingresos y beneficios de otros ejercicios		1.214	5.504
B.V. RESULTADOS EXTRAORDINARIOS NEGATIVOS
(A.10 + A.11 + A.12 + A.13 + A.14 - B.9 - B.10 - B.11 - B.12 - B.13)	404900
B.V. PERDIDAS ANTES DE IMPUESTOS (B.III + B.IV - A.III - A.IV)	405900
B.V. RESULTADO DEL EJERCICIO (PÉRDIDAS) (B.V + A.15 + A.16)	406900

0 0 0

0 .

(1) Ejercicio al que van referidas las cuentas anuales.

(2) Ejercicio anterior.

MEMORIA DE LAS CUENTAS ANUALES DE ENAGÁS, S.A. DEL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005

Nota 1. Actividad

Constituye el objeto social de la Sociedad:

a) Las actividades de regasificación, transporte básico y almacenamiento de gas natural, mediante o a través de las infraestructuras o instalaciones gasistas correspondientes, propias o de terceros, así como la realización de actividades auxiliares o vinculadas a las anteriores.
b) La adquisición y venta de gas natural, así como las demás actividades complementarias que sean necesarias para el suministro a tarifa.
c) El diseño, construcción, puesta en marcha, explotación, operación y mantenimiento de todo tipo de infraestructuras gasistas e instalaciones complementarias, incluidas redes eléctricas, ya sean propias o propiedad de terceros.
d) El desarrollo de todas las funciones relacionadas con la gestión técnica del sistema gasista.
e) La prestación de servicios de diversa naturaleza, entre ellos de ingeniería, construcción, asesoría, consultoría, en relación con actividades que constituyen su objeto en la medida en que sean compatibles con las actividades atribuidas por la Ley a la Sociedad.

Las actividades anteriormente establecidas podrán ser realizadas por la Sociedad, por sí, o por medio de sociedades de identico o análogo objeto en que participe y siempre dentro del alcance y con los límites establecidos en la legislación aplicable en materia de Hidrocarburos.

Enagás, S.A. es una compañía mercantil anónima constituida por tiempo indefinido el día 13 de julio de

1972, teniendo su domicilio social en Madrid (España), Paseo de los Olmos, número 19.

En el Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, se le otorga a Enagás, S.A. la consideración de Gestor Técnico del Sistema Gasista al disponer del mayor volumen de las infraestructuras del mismo.

Nota 2. Bases de presentación de las cuentas anuales

a) Imagen fiel.

Las cuentas anuales se presentan de acuerdo con los principios y normas contables recogidos en el Plan General de Contabilidad, aprobado por el Real Decreto 1643/1990, de 20 de diciembre, y lo establecido en la Ley 19/1989, de 25 de julio, de reforma parcial y adaptación mercantil a las Directivas de la Comunidad Económica Europea en materia de Sociedades, de forma que muestran la imagen fiel del patrimonio, de la situación financiera y de los resultados de Enagás, S.A.

Las Cuentas Anuales adjuntas se han preparado a partir de los registros contables a 31 de diciembre de 2005 y 2004 de Enagás, S.A.

Las Cuentas Anuales correspondientes al ejercicio 2004 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de abril de 2005. Las Cuentas Anuales correspondientes al ejercicio 2005 han sido formuladas por el Consejo de Administración y se encuentran pendientes de aprobación por la Junta

General de Accionistas. No obstante, el Consejo de Administración de Enagás, S.A. considera que dichas Cuentas Anuales serán aprobadas sin modificaciones.

Las cuentas anuales de Enagás, S.A. se presentan en cumplimiento de la normativa mercantil vigente; no obstante, la gestión de Enagás, S.A. y de las sociedades del Grupo se efectúa en bases consolidadas. En consecuencia, las cuentas anuales de Enagás, S.A., no reflejan las variaciones financiero-patrimoniales que resultan de aplicar criterios de consolidación a dichas participaciones ni a las operaciones realizadas por ellas, algunas de las cuales responden a la estrategia global del Grupo. Estas variaciones sí se reflejan en las cuentas anuales consolidadas del Grupo del ejercicio 2005.

Las principales magnitudes de las cuentas consolidadas del Grupo del ejercicio 2005, elaboradas de acuerdo con lo establecido en la Disposición Final Undécima de la Ley 62/2003, de 30 de diciembre, aplicando las Normas Internacionales de Información Financiera aprobadas por los Reglamentos de la

Comisión Europea, son las siguientes:

	Miles de curos
	2005
Total Activo	3.225.619
Patrimonio Neto	1.110.429
Ingresos	683.557
Resultado del ejercicio	190.960

b) Comparación de la información.

Las cifras contenidas en el Balance, en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias y en esta Memoria se muestran en miles de euros.

Salvo por lo anteriormente mencionado, la Sociedad no ha realizado modificaciones en la estructura del Balance de Situación ni en la de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, manteniéndose la estructura de presentación de los Estados Financieros correspondientes al ejercicio 2004.

Nota 3. Propuesta de distribución de resultados

La propuesta de distribución del beneficio neto correspondiente al ejercicio 2005, que el Consejo de Administración propondrá a la Junta General de Accionistas para su aprobación es la siguiente:

	Miles de euros

Dividendo	95.480
Reserva voluntaria	95.936

	191.416

Con fecha 22 de diciembre de 2005 el Consejo de Administración de la Sociedad aprobó la distribución de un dividendo a cuenta por un importe de 38.197 miles de euros. (véase Nota 12).

El Consejo de Administración de la Sociedad formuló el siguiente estado de liquidez suficiente, expresado en miles de euros, de conformidad con lo establecido en el artículo 216 del Real Decreto Legislativo 1564/1989, de 22 de diciembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Sociedades Anónimas:

Importe en miles de euros

Resultado contable neto a 31 de Octubre de 2005

10% Reserva Legal

Resultado "disponible" para distribución

Previsión del pago a cuenta

168.283

(38.197)

Previsión de tesorería entre el 31 de Octubre de 2005 y el 31 de Diciembre de 2005:

Saldo de tesorería al 31 de Octubre de 2005 13.074 - Cobros proyectados en el periodo considerado 142.400 - Líneas de crédito y préstamos concedidos por Entidades Financieras 662.000 - Pagos proyectados en el periodo considerado (Incluido el pago a cuenta) (138.400) Saldo previsto de tesorería al 31 de Diciembre de 2005 679.074

El 12 de enero de 2006 se ha procedido al pago del citado dividendo a cuenta aprobado por importe de 38.197 miles de euros.

Nota 4. Normas de valoración

Los criterios contables más significativos aplicados en la formulación de las Cuentas Anuales son los que se describen a continuación:

a) Inmovilizaciones inmateriales. Los Gastos de investigación y desarrollo se valoran por su precio de adquisición o su coste de producción. Aquellos para los que se tienen motivos fundados para suponer su éxito técnico y su rentabilidad económico-comercial se activan y se amortizan el 95% del coste en el primer año y el resto en el año siguiente.

Las Concesiones administrativas se valoran al precio de adquisición y se amortizan en función de la vida de las mismas.

Las Aplicaciones informáticas se valoran por el importe satisfecho por la propiedad o por el derecho al uso de programas informáticos, así como por su coste de producción si son desarrolladas por la Sociedad. La amortización de las mismas se realiza en un plazo de cuatro años.

b) Inmovilizaciones materiales. Los bienes comprendidos en el Inmovilizado material se valoran al precio de adquisición o al coste de producción, con excepción de la revalorización efectuada como consecuencia de la actualización de balances realizada en el ejercicio de 1996, o al valor del mercado si éste fuera inferior.

Forman parte del Inmovilizado material, entre otros, los costes financieros correspondientes a la

financiación de los proyectos de infraestructuras cuando su período de construcción supera el año.

Los costes de renovación, ampliación o mejora son incorporados al activo como mayor valor del bien exclusivamente cuando suponen un aumento de su capacidad, productividad o prolongación de su vida útil, con la consiguiente baja, en su caso, del valor neto contable de los bienes sustítuidos. Por el

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contrario, los gastos periódicos de mantenimiento, conservación se cargan a los resultados del ejercicio en que se incurren.

Los importes relacionados con los Trabajos efectuados por la empresa para su inmovilizado material se imputan como coste directo de la inversión. (véase Nota 7).

Se registra como Inmovilizado material el gas inmovilizado no extraíble preciso para la explotación de los almacenamientos subterráneos de gas natural (gas colchón), amortizándose en el período de vida útil del almacenamiento subterráneo, o en el período de arrendamiento si éste es menor.

Se dotan las provisiones por depreciación que sean precisas para cubrir las posibles contingencias que pueda generar la inactividad del inmovilizado, así como aquellas derivadas por correcciones de valor de los bienes en los casos en los que el valor de mercado que le corresponda al cierre del ejercicio sea inferior al valor neto contable y siempre que éste último no sea recuperable por la generación de ingresos suficientes para cubrir todos los costes y gastos, incluida la amortización.

El Inmovilizado material se amortiza linealmente en base a su vida útil estimada. Los coeficientes de amortización que resultan de las vidas útiles estimadas son los siguientes:

	Coeficiente 0/0
Construcciones	2 - 3
Instalaciones técnicas (red de transporte)	3,33 - 5
Depósitos	5
Almacenamientos subterráneos	4
Otras instalaciones técnicas y maquinaria	5 - 12
Utiles y herramientas	30
Mobiliario y enseres	10
Equipos informáticos	25
Elementos de transporte	16

c) Inmovilizaciones financieras. Las inversiones en valores negociables, tanto si se trata de valores de renta fija como variable, y si son a corto o a largo plazo, se reflejan en el Balance de Situación de la Sociedad a su coste de adquisición, regularizado y actualizado, en su caso, de acuerdo con lo establecido en la Ley 9/1983, de 13 de julio, o a su valor de mercado, si fuese inferior. No forman parte del coste de adquisición los dividendos devengados ni los intereses explicitos devengados y no vencidos en el momento de la compra.

A efecto de las correcciones valorativas de los valores negociables admitidos a cotización en un mercado secundario organizado, que no sean participaciones de capital de sociedades del grupo o asociadas, se considera valor de mercado el inferior entre la cotización media del último trimestre y la cotización del día de cierre del Balance. Para las participaciones en capital en empresas del grupo o asociadas, admitidas o no a cotización en un mercado secundario organizado, se considera como valor de mercado el valor teórico contable que corresponda a las mismas, corregido en el importe de las plusvalías tácitas existentes en el momento de la adquisición y que subsistan en la actualidad, teniendo en cuenta la evolución de los fondos propios. Este último criterio se aplica al resto de participaciones en capital que no coticen en un mercado secundario organizado.

d) Gastos a distribuir en varios ejercicios. Se registran como Gastos a distribuir en varios ejercicios los pagos que se devengan en ejercicios futuros, aplicándose a resultados en el período que corresponda.

Dentro de este epígrafe se incluyen los importes incurridos en relación con los gastos de formalización de préstamos, que se registran por su precio de coste y se amortizan de acuerdo con un criterio financiero a lo largo de la vida del préstamo, dentro del epígrafe Gastos financieros y gastos asimilados de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias.

e) El Real Decreto 1716/2004 regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la Corporación de Reservas Estratégicas de productos petroliferos (CORES). En lo relativo al mantenimiento de gas natural especifica la obligación para todos los agentes del mantenimiento, en propiedad o en régimen de alquiler con uso exclusivo, de una cantidad de gas equivalente a 35 días de consumo de los clientes summistrados por el agente correspondiente.

En este sentido, Enagás, S.A. mantiene con Gas Natural Aprovisionamientos, S.A. un contrato de arrendamiento de existencias de gas natural en virtud del cual la Sociedad tiene libre disposición de manera inmediata de la cantidad de gas equivalente a los 35 días exigidos en la mencionada regulación, que se encuentran ubicados en los almacenamientos subterráneos donde Gas Natural Aprovisionamientos, S.A. mantiene parte de sus existencias.

El gasto del ejercicio 2005 referente a este contrato de arrendamiento asciende a 1.971 miles de euros,

registrados en el epígrafe de "Gastos de explotación" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta.

Adicionalmente, y al objeto de garantizar el suministro de gas natural en el periodo invernal, el Organismo Regulador, mediante Resolución Ministerial de 28 de noviembre de 2005, aprobó el "Plan de Actuación Invernal 2005-2006", que establece, en su regla número 5 que:

"El Gestor Técnico del Sistema podrá gestionar como servicio de almacenamiento suplementario de GNL para el mercado a tarifa el fletamento de buques metaneros hasta un máximo de 160.000 m² de GNL de capacidad, almacenamiento que se mantendrá en zonas designadas al efecto. Dicho almacenamiento podrá estar disponible desde el primero de 2005 hasta el quince de marzo de 2006, o con anterioridad a la última fecha en caso de que la entrada en operación de nuevas infraestructuras lo permita".

Asimismo, la Disposición Transitoria primera de la Orden ITC/4099/2005, de 27 de diciembre de 2005, reconoce en el cálculo de las tarifas reguladas del ejercicio 2006, la previsión de los ingresos regulados correspondientes a esta actuación, al objeto de la imputación de estos costes al mercado regulado.

Enagás, S.A., a finales de diciembre de 2005, disponía por este concepto de una canidad de, aproximadamente, 154.000 m² embarcada en los buques Methane Artic y Norman Lady, fondeados en

las proximidades del estrecho de Gibraltar y disponibles a los efectos estipulados en la citada regla. La fecha prevista de descarga es el próximo mes de marzo, salvo que fuera necesario con anterioridad por razones operativas. Estas existencias deben considerarse a todos los efectos como parte del almacenamiento suplementario de existencias de Gas Natural Licuado de Enagás, S.A., aún cuando la facturación y contabilización de estas existencias se efectuará en el momento de su descarga.

Los contratos con los mencionados buques metaneros han supuesto en el ejercicio 2005 un gasto por importe de 1.694 miles de euros, registrados en el epígrafe de "Gastos de explotación" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta. Asimismo, Enagás, S.A., en virtud a lo indicado en la Disposición Transitoria primera de la Orden ITC/4099/2005 anteriormente indicada, ha procedido a efectuar el reconocimiento de los ingresos asociados a esta actuación por idéntico importe de 1.694 miles de euros en concepto de ingresos regulados, registrados en el epigrafe de "Ingresos por actividades reguladas" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta.

Por otro lado, la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre de 2005, publica la aprobación de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (en adelante, NGTS) a propuesta del Gestor Técnico del Sistema y previa revisión de la Comisión Nacional de la Energía. Dichas NGTS son de aplicación al propio Gestor Técnico del Sistema, a todos los sujetos que accedan al mismo, a los titulares de las instalaciones gasistas y a los consumidores.

comercial en las redes de transporte. Este almacenamiento, que no puede exceder la capacidad útil de la red de gasoductos, corresponde al almacenamiento incluido en el peaje de transporte y distribución menos la cantidad empleada para el nivel minimo de llenado. Actualmente, este almacenamiento operativo equivale a otro día de la capacidad contratada.

La Sociedad no tiene existencias en propiedad al cierre del ejercicio. La especial situación ocurrida durante el mes de diciembre de 2005 en la que la capacidad útil de los gasoductos de transporte ha sido inferior a la capacidad comercial reconocida a los agentes (dos días de suministro indicados anteriormente), ha motivado que la Sociedad, como Gestor Técnico del Sistema, en virtud a lo indicado en el apartado 2.4.2 de la NGTS 2 y a las especiales caracteristicas del mercado a tarifa como agente de cierre, ha situado sus existencias operativas en otros almacenamientos al objeto de respetar los almacenamientos para la operación comercial reconocidos al resto de agentes, a través de los buques mencionados anteriormente.

El resto de las existencias se valoran al menor entre el coste de adquisición o producción, y el valor neto realizable. El coste incluye los costes de materiales directos y, en su caso, los costes de mano de obra directa y los gastos generales de fabricación, incluyéndose también los incurridos al trasladar las existencias a su ubicación.

La Sociedad 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 rebaja hayan dejado de existir o cuando exista clara evidencia de incremento en el valor neto realizable debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la provisión.

f) Deudores y acreedores comerciales y no comerciales. Los débitos y créditos originados por las operaciones, ya sean o no consecuencia del tráfico normal del negocio, se registran por su valor nominal y se clasifican a corto o largo plazo según sea su vencimiento inferior o superior a doce meses al cierre del ejercicio económico.

Se practican las correcciones valorativas que se estiman necesarias para provisionar el riesgo de insolvencia. Las cuentas de crédito se muestran por el importe dispuesto.

Los derivados financieros mantenidos por la Sociedad corresponden a operaciones de cobertura de flujos de tesorería y tienen como objeto eliminar o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura. Las primas pagadas por estos derivados se periodifican siguiendo un criterio financiero. La imputación a resultados de los beneficios o pérdidas que se ponen de manifiesto a lo largo de la vida de los derivados, se realizan con el mismo criterio de imputación temporal que el empleado con los resultados producidos por la operación principal cuyo riesgo cubre.

g) { Ingresos a distribuir en varios ejercicios. Las Subvenciones de capital no reintegrables se valoran por el importe concedido y se aplican linealmente a resultados en el período de amortización del inmovilizado que financian.

Para mostrar la imagen fiel, y atendiendo a su relevancia, las Subvenciones de capital transferidas al resultado del ejercicio se aplican en el epigrafe de Otros ingresos de explotación de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta, con el fin de correlacionarlas con las amortizaciones de los inmovilizados afectados. (véase Nota 13).

Los importes recibidos por anticipado en los contratos de transporte de gas natural, se aplican a resultados en función del gas transportado durante el período establecido en dichos contratos.

h) Fondo de pensiones. El fondo de pensiones externo se constituye de acuerdo con el Plan de Pensiones

firmado y adaptado a la Ley de Planes y Fondos de Pensiones. Es un plan de contribución definida que cubre los compromisos adquiridos por la Sociedad con el personal activo afectado. Reconoce unos derechos consolidados totalmente constituidos y aportados por servicios pasados y se compromete a la aportación mensual de un porcentaje medio del 6,8 % del salario computable ... Es un plan de modalidad

mixta destinado a cubrir tanto las prestaciones de jubilación, como los riesgos por invalidez y fallecimiento de los partícipes.

i) Provisiones para riesgos y gastos. Los compromisos de pago futuros correspondientes a responsabilidades probables o ciertas se materializan con la constitución de las correspondientes provisiones para riesgos y gastos. Su dotación se efectúa cuando estas circunstancias se ponen de manifiesto y en función del importe estimado de los riesgos.
j) Impuesto sobre Sociedades. El gasto por Impuesto sobre Sociedades del ejercicio se calcula en función del resultado económico antes de impuestos, aumentado o disminuido, según corresponda, por las diferencias permanentes con la base imponible del Impuesto sobre Sociedades (ver Nota 16), entendiendo éstas como las diferencias producidas que no revierten en periodos subsiguientes. Las

deducciones de la cuota por incentivos fiscales y las bonificaciones del Impuesto sobre Sociedades registradas contablemente, al considerarse que las mismas se aplicarán en ejercicios futuros, minoran el gasto devengado por Impuesto sobre Sociedades del ejercicio.

Las diferencias temporales no afectan al impuesto como gasto a efectos de este cálculo, registrándose estas diferencias en las cuentas de impuesto sobre beneficios anticipado o impuesto sobre beneficio diferido, según su naturaleza.

Es política de la sociedad registrar impuestos anticipados únicamente si no existen dudas de su recuperación futura.

k) Ingresos y gastos. Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del devengo, es decir, cuando se produce la corriente real de bienes y servicios que los mismos representan, con independencia del momento en que se produzca la corriente monetaria o financiera derivada de ellos.

Con carácter general y siguiendo el principio de prudencia, se han contabilizado únicamente los beneficios realizados a la fecha de cierre del ejercicio, en tanto que los riesgos previsibles y las perdidas, aun las eventuales, se contabilizan tan pronto son conocidas.

Como consecuencia de la normativa que afecta a Enagás, S.A. publicada en el 15 de febrero de 2002 (aplicable a partir del 19 de febrero de 2002), a continuación se detalla los criterios aplicados para el reconocimiento de los ingresos sujetos a la mencionada regulación:

El 15 de febrero de 2002 fueron aprobadas por el Ministerio de Economía tres Ordenes Ministeriales por las que se establecen el nuevo sistema retributivo para las actividades reguladas del sector del gas natural en España, que entraron en vigor el 19 de febrero de 2002. Estas Ordenes establecían la retribución de las actividades reguladas del sector gasista así como las tarifas de gas natural y los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas estableciendo la retribución total a percibir para el resto del año 2002 por las actividades de gestión de compra y venta de gas para el mercado a tarifa, regasificación, almacenamiento y transporte de gas, gestión técrica del sistema y distribución de gas y para todas las empresas que ejercen éstas actividades, así como fórmulas y criterios de actualización y determinación de la retribución de dichas actividades para los próximos años.

Con fecha 28 de enero de 2005 fueron aprobadas por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio tres Ordenes Ministeriales -ITC/102/2005, ITC/103/2005 y ITC/104/2005- en las que se actualizaron para el año 2005 las tarifas, publicadas con fecha 31 de enero en el Boletín Oficial del Estado, y establecen la retribución a percibir a lo largo del año 2005 por todas las sociedades que ejercen las actividades de regasificación, almacenamiento, transporte o distribución de gas natural.

Con la aparición de esta nueva normativa se reconoce a Enagás, S.A. el derecho a obtener una retribución por la realización de las siguientes actividades:

Regasificación y carga de cisternas de GNL
Trasvase de GNL a buques
Almacenamiento
Transporte
Gestión de Compra-Venta de gas destinado al mercado a tarifa
Gestión Técnica del Sistema

Los aspectos más relevantes desde el punto de vista de los ingresos en cuanto al detalle normativo que regula la actividad de Enagás, S.A. se desarrolla en la Nota. 5 adjunta.

l) Medio Ambiente. Los costes incurridos en la adquisición de sistemas, equipos e instalaciones cuyo objeto sea la eliminación, limitación o el control de los posibles impactos que pudiera ocasionar el normal desarrollo de la actividad gasista sobre el medio ambiente se consideran inversiones en inmovilizado.

El resto de los gastos relacionados con el medio ambiente distintos de los realizados para la adquisición de elementos de inmovilizado, se consideran gastos del ejercicio.

Por lo que respecta a las posibles contingencias que en materia medioambiental pudieran producirse, Enagás, S.A. considera que éstas se encuentran suficientemente cubiertas con las pólizas de seguro de responsabilidad civil que tienen suscritas.

m) Diferencias de cambio en moneda extranjera. La conversión en euros de los créditos y débitos en moneda extranjera se realiza aplicando el tipo de cambio vigente en la fecha de la operación. Al cierre del ejercicio los saldos nominados en moneda extranjera se ajustan al tipo de cambio vigente en ese momento.

Nota 5. Regulación de retribución

a) Ingresos por la actividad de regasificación, almacenamiento y transporte

La Orden Ministerial 301, de febrero de 2002, determina los ingresos por las actividades reguladas de regasificación, almacenamiento y transporte, basado en el coste acreditado de dichas actividades. En particular se establece que el coste acreditado para las actividades de regasificación, transporte y almacenamiento se compone de un coste fijo y un coste variable.

a.1) Coste fijo acreditado. Se determina en función de los activos en producción. Este coste retribuye los costes de inversión y los costes de explotación de los activos que operan en el sistema gasısta.

a.1.1. La retribución de los costes de inversión se compone de lo siguiente:

· · Retribución por la amortización de los activos del sistema. Se calcula tomando como base el valor contable de los activos una vez considerada la actualización contable del año 1996 (Real Decreto Ley 7/1996), minorado por las subvenciones recibidas con la finalidad de financiar dichos activos, aplicando a esta diferencia un coeficiente de actualización anual compuesto por la media corregida del Indice del Precios al Consumo y el Indice de Precios Industriales (IPRI). Al valor resultante se le aplica el coeficiente de amortización correspondiente a su vida útil, obteniendo de este modo los ingresos por este concepto. Para los activos totalmente amortizados no se reconoce retribución por amortización. Para las nuevas infraestructuras que entran en servicio, se utiliza como base de cálculo para su retribución por amortización el valor estándar de cada inversión fijada por el regulador, mientras que aquellas que suponen ampliación, la base de cálculo para su retribución por

amortización es por el coste real.

· Retribución financiera del valor de la inversión. Se calcula aplicando una tasa de retribución financiera de la media anual de los Bonos del Estado a 10 años, o tipo de interés que lo sustituya, más el 1,5% sobre el valor obtenido en el párrafo anterior. Para los activos

totalmente amortizados la tasa de retribución financiera se aplica sobre el 50 % del valor obtenido en el párrafo anterior.

La tasa resultante en el ejercicio 2005 ha sido del 5,79 %.

a. 1.2. La retribución de los costes de explotación de los activos del Sistema se calcula en función de los costes acreditados para las instalaciones del sistema gasista en el año 2000 para cada actividad, estandarizados por unidades físicas y técnicas. A este estándar resultante se le aplica el coeficiente de actualización anual compuesto por la media del Índice del Precios al Consumo y el Indice de Precios Industriales (IPRI), corregida por un factor de eficiencia de 0,85. Estos estándares actualizados aplicados a las unidades fisicas dan como resultado los ingresos por este concepto.

a. 1.3. Dado que la regulación en vigor retribuye a Enagás, S.A. por las inversiones realizadas y el coste contable asignable a éstas es la amortización anual que se imputa de forma lineal a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias, se ha establecido el criterio lineal para la imputación a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias de estos ingresos correspondientes al coste fijo acreditado. De esta forma se consigue a efectos intermensuales la correlación de ingresos (retribución) y gastos (amortización)

a.2) Coste variable acreditado por regasificación y trasvase de GNL a buques.
- a.2.1. Se determina en función de los kWh realmente regasificados así como de los cargados en cisternas de GNL en cada periodo y del valor unitario variable de regasificación en el periodo considerado. Para el ejercicio 2005 este coste ha quedado fijado en 0,000255 euros por kWh regasificado.
- a.2.2. Para los servicios de carga de GNL a buques desde plantas de regasificación o de puesta en frío de barcos, se reconoce un coste idéntico al coste variable de regasificación. Para el trasvase de buque a buque el coste es de 80% de dicho valor.
b) Ingresos por Gestión Técnica del Sistema (GTS)

Los ingresos por esta actividad son calculados anualmente en función del coste acreditado para cada

año y tienen como finalidad retribuir las obligaciones de Enagás, S.A. como Gestor Técnico del Sistema, entre las que se incluyen coordinar el desarrollo, operación y mantenimiento de la red de transporte, supervisando la seguridad del suministro de gas natural (niveles de almacenamiento y planes de emergencia), llevar a cabo planes para el futuro desarrollo de las infraestructuras gasistas y controlar el acceso de terceros a la red.

Para el año 2005, la cuota destinada a la retribución del GTS que deberán recaudar las empresas titulares de instalaciones de regasificación, transporte, almacenamiento y distribución de gas como porcentaje sobre la facturación de los peajes y cánones asociados al derecho de acceso de terceros a la red, será del 0,53 % para peajes y cánones y del 0,25 % para las tarifas. Dicha cuota se ingresará por las citadas empresas en los plazos y de la forma que se establece en el procedimiento de liquidaciones, en la cuenta que la Comisión Nacional de la Energía en régimen de depósito tiene abierta a estos efectos.

El porcentaje anterior sobre la facturación se calculará sobre el resultado de aplicar los peajes y cánones máximos a las cantidades facturadas, sin deducir los posibles descuentos que sobre las mismas puedan pactarse entre los titulares de las instalaciones y los usuarios.

La imputación mensual de los ingresos anteriores a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias se realiza siguiendo un criterio lineal.

c) Liquidación de peajes asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas

La facturación y cobro de la retribución de las actividades reguladas sujetas a liquidación (Acceso de Terceros a la Red y Gestión Técnica del Sistema) se realizará conforme a lo establecido en el procedimiento de liquidaciones, según la Orden Ministerial de 28 de octubre de 2002.

d) Ingresos por la actividad de Compra-Venta de gas

Por disposición de la Ley de Hidrocarburos, Enagás, S.A. como empresa transportista efectía la actividad de Compra-Venta de gas para el suministro a compañías distribuidoras y otras transportistas que lo destinen a la venta del mercado a tarifa (regulado) de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto. Para ello, y con esa exclusiva finalidad, Enagás, S.A. adquiere el gas a Sagane, S.A. y a Gas Natural Aprovisionamientos, S.A.

El coste de la compra de gas y el precio de venta se fijan de acuerdo con los siguientes criterios:

Coste de compra de gas. Se denomina Coste de la Materia Prima (CMP) y se determina en función de los precios en los mercados internacionales del crudo y productos petrolíferos, en posición CIF, por parte del transportista con destino al mercado regulado, incluyendo los costes necesarios para el posicionamiento de gas en la red básica. Este coste se calculará trimestralmente en enero, abril, julio y octubre de cada año.
Precio de venta. Se denomina precio de cesión e incluye el coste de la materia prima destinada al mercado a tarifa, los costes de gestión de compra-venta de gas natural y el coste medio de regasificación. El precio de cesión variará en cuanto se modifiquen los precios de coste de materia prima por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas o anualmente, si se modifican la estructura o condiciones de los aprovisionamientos.

El criterio de imputación a la Cuenta de Pérdidas y Ganancias se basa en la facturación a las compañías distribuidoras de los consumos reales mensuales obtenidos de las lecturas de los aparatos de medición. Su imputación a la cuenta de resultados se realiza, por lo tanto, siguiendo el criterio de devengo.

e) Ingresos por Gestión de Compra-Venta de gas

Estos ingresos tienen por finalidad retribuir la actividad de gestión de compra-venta de gas para el suministro de gas a las compañías distribuidoras y otras transportistas que lo destinen al mercado a tarifa. Esta retribución se establece atendiendo a los siguientes componentes:

Coste total específico por compra-venta de gas. Se calcula aplicando al volumen de gas destinado al mercado a tarifa y valorado al coste medio de la materia prima vendida del periodo anual un porcentaje. El coeficiente establecido para el año 2005 es el 0,005.
Coste de las mermas de gas que se producen en los procesos de regasificación, almacenamiento y transporte del gas destinado al mercado a tarifa, según el siguiente desglose:
- · · Regasificación: 0,5 % del coste medio de la materia prima destinada al mercado a tarifa para el volumen de gas descargado en las plantas de regasificación con destino al mercado a tarifa.
- · Almacenamiento: 2,11 % del coste medio de la materia prima para el volumen de gas inyectado en los almacenamientos subterráneos con destino al mercado a tarifa.
- · Transporte: 0,43 % del coste medio de la materia prima para el volumen de gas introducido en el sistema de transporte con destino al mercado a tarifa.
Coste por la financiación de las existencias de gas destinado al mercado a tarifa. Este coste se

determina aplicando al volumen de la demanda en el cliente final, valorado al coste medio de la materia prima destinada al mercado a tarifa, el coeficiente de 0,218 por una tasa de coste financiero del Euribor a tres meses del año anterior más un 0,5%. Para el año 2005 se establece en un 2,60%.

Sistemas de liquidación f)

Con fecha 1 de noviembre de 2002, se publica la Orden Ministerial 2.692/2002 de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de la retribución de las actividades reguladas y establece el sistema de información que deben presentar las empresas.

Desarrollo del Marco Regulatorio g)

El 3 de agosto de 2005 se publicó el Real Decreto 942/2005 de fecha 29 de julio, en el que se establece que el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, determinará antes del 1 de enero de cada año, la retribución que corresponda percibir a los usuarios que operan en el sistema gasista español, para hacer coincidir los periodos de cobros de las nuevas tarifas, peajes y cánones con el periodo correspondiente a la retribución.

El 11 de octubre de 2005 se publicó la Orden ITC/3126/2005 de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista.

Las normas desarrollan las condiciones técnicas básicas de uso de las instalaciones y los procedimientos a seguir por los sujetos que intervienen en el sistema gasista en todas las fases de la operación del sistema, de forma que se garantice la calidad, continuidad y seguridad del suministro, y en consecuencia un funcionamiento más eficiente del sistema gasista. Adicionalmente, las normas marcan las directrices para la gestión de las instalaciones y los procedimientos básicos de operación del sistema, tanto en condiciones normales como en situación excepcional o de emergencia.

El 19 de noviembre de 2005 se publicó la Ley 24/2005 de Reformas para el impulso de la productividad, de 18 de noviembre, que modificó ciertos aspectos de la Ley de Hidrocarburos 34/1998. Entre otros aspectos desaparece el carácter de mínimo exigible en las instalaciones sujetas a la planificación obligatoria así como habilita a la CNE para resolver las liquidaciones gas.

El 25 de noviembre de 2005 se publicó la Orden ITC 3655/2005 de 23 de noviembre por la que se modificaron las Ordenes Ministeriales de retribución, peajes y tarifas, así como la de liquidaciones, para adaptarlas a los preceptos establecidos en el Real Decreto 942/2005.

Con fecha 30 de noviembre de 2005 se publicó la Resolución de la Dirección General de Política

Energética y Minas, aprobada el 28 de noviembre, por la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal 2005-2006, para la operación del sistema gasista. Las principales disposiciones fueron:

· Establecer la variación de existencias máximas permitidas para los transportistas y comercializadores que aporten gas al sistema en los meses del periodo invernal.
· Establecer las existencias mínimas de seguridad en el conjunto de los tanques de almacenamiento de gas natural licuado de las plantas de regasificación en los meses del periodo invernal.
· Establecer las reservas de extracción permitidas en almacenamientos subterráneos de los distintos agentes que operan en el mercado.
· Permitir al Gestor Técnico del Sistema gestionar como servicio de almacenamiento suplementario de gas natural licuado para el mercado a tarifa el fletamento de buques metaneros hasta un volumen máximo total de 160.000 m³ de capacidad. Dicho almacenamiento podrá estar disponible desde el 1 de diciembre de 2005 hasta el 15 de marzo de 2006.

establecen la retribución a percibir a lo largo del año 2006 por todas las sociedades que ejercen la actividad de regasificación, almacenamiento, transporte o distribución.

Nota 6. Inmovilizaciones inmateriales

Las variaciones experimentadas por las partidas que componen el inmovilizado inmaterial son las siguientes:

Saldo al		Saldo al
01.01.05	Aumentos	31.12.05

Gastos de investigación y desarrollo

14 768 ન્ડર ( 15 240

Saldo neto	12.048	(136)	11.912
Amortización acumulada	(23.931)	(4.112)	(28.043)
Aplicaciones informáticas	13.171	3.327	16.498
Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares	8.040	68	8.108
1000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 0000 00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	14.100	Jol	1 3.34 Y

En el epígrafe de Concesiones, destacan las correspondientes al Puerto de Barcelona por un importe de 3.676 miles de euros y la del Puerto de Huelva por un importe de 2.114 miles de euros.

Los Incrementos en Gastos de investigación y desarrollo corresponden básicamente a los siguientes proyectos:

Mapa de la demanda, patrones de las entregas de gas por importe de 188 miles de euros
Medición y simulación del comportamiento de GNL por importe de 56 miles de euros

Con relación a las Aplicaciones Informáticas, destacan:

Nuevo modelo informático de red de Enagas por importe de 510 miles de euros
Migración Red de Datos de Tecnología Token-Ring a Ethernet por importe de 524 miles de euros

Nota 7. Inmovilizaciones materiales

Los importes y las variaciones experimentadas durante el ejercicio por las partidas que componen el coste del activo inmovilizado material son:

	Saldo al				Saldo al
	01.01.05	Aumentos	Disminuciones	Traspasos	31.12.05
Terrenos y construcciones	80.440	1 .508		76	82.024
Instalaciones técnicas y maquinaria	3.664.806	216.199	(1.674)	248.966	4.128.297
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	12.158	752			12.910
Anticipos e inmovilizaciones en curso	450.103	136.481		(249.042)	337.542
Otro inmovilizado	21.806	578	(327)	I	22.057

En el capítulo de Aumentos de Instalacioncs técnicas y maquinaria destacan las siguientes que representan, aproximadamente, el 93% del total puesto en explotación durante el ejercicio:

355.518

4.229.313

4.582.830

(2.001)

Ampliación de la capacidad de emisión hasta 1.500.000 m² en Planta de Barcelona
Ampliación de la capacidad de emisión hasta 900.000 m² en Planta de Cartagena
Ampliación de la capacidad de emisión hasta 1.050.000 m² en Planta de Huelva
Tercer Tanque 127.000 m² Planta de Cartagena
Quinto Tanque 150.000 mº Planta de Barcelona
Ampliación Estación de Compresión de Almendralejo
Fase II de la Estación de Compresión de Córdoba
Ampliación Estación de Compresión de Dos Hermanas Sevilla
Ampliación Estación de Compresión de Tivissa
Ampliación Estación de Compresión de Bañeras fase II
Gasoducto Cartagena -Lorca fase II
Gasoducto Castelnou-Fraga- Tamarite de Litera
Desdoblamiento Gasoducto Arbós -Tivissa
Gasoducto Málaga- Estepona tramo II

En lo que respecta a los Aumentos en Inmovilizaciones en curso podemos mencionar las siguientes instalaciones cuyo coste incurrido representa, aproximadamente, el 79% del total dado de alta en el ejercicio:

Ampliación capacidad de emisión 1.200.000 m² Planta de Cartagena
Ampliación capacidad de emisión 1.350.000 m² Planta de Huelva
Ampliación capacidad de emisión 1.650.000 m² Planta de Barcelona
Cuarto tanque de Cartagena
Cuarto tanque de Huelva
Sexto tanque de Barcelona

En el capítulo de Disminuciones figuran básicamente la transmisión a Desarrollo del Cable, S.A. de parte de la red óptica excedentaria (en tramos que suman 636 km.), por importe de 1.674 miles de euros. Así mismo figura la baja de los vehículos por importe de 320 miles de euros.

En el capítulo de Traspasos recogemos los movimientos del inmovilizado en curso a fijo de aquellos proyectos con puesta en explotación en el ejercicio.

La revalorización del Inmovilizado material incorporada al amparo del Real Decreto Ley 7/1996 de 7 de junio, sobre actualización de balances, tendrá un efecto de 16.173 miles de euros sobre las dotaciones para amortizaciones de Inmovilizado del ejercicio 2006.

El movimiento del Inmovilizado material incorporado por aplicación de la actualización de balances es el siguiente:

180.606
(16.477)
197.083

En el apartado de Instalaciones técnicas y maquinaria se incluye el gas inmovilizado no extraible de los almacenamientos subterráneos de gas natural por importe de 118.720 miles de euros, que se amortiza en 25 años.

El impacto de los Trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado ha supuesto un aumento en la inversión de 8.181 miles de euros.

Los costes financieros aplicados en el ejercicio a los proyectos de infraestructura en su período de construcción han ascendido a 9.086 miles de euros, siendo el total acumulado a 31 de diciembre de 2005 como mayor coste del Inmovilizado material bruto, 164.204 miles de euros. Se activan de forma directa como menor gasto financiero.

Las variaciones de la Amortización acumulada durante el ejercicio son:

	Saldo al			Saldo al
	01.01.05	Aumentos	Disminuciones	31.12.05
Construcciones	31.891	2.455		34.346
Instalaciones técnicas y maquinaria	1.237.289	158.108	(125)	1.395.272
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	10.255	706		10.961
Otro inmovilizado	18.587	1.573	(324)	19.836

Total El importe total de Disminuciones, 449 miles de euros, corresponde básicamente a la baja de vehiculos por	1.298.022	162.842	(449)	1.460.415
un importe de 320 miles de euros, y a la baja de la red óptica excedentaria 125 miles de euros. El importe de los activos materiales en explotación totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2005 ascienden a 308.622 miles de euros y 232.618 miles de euros en el ejercicio 2004.
El detalle de las Provisiones de inmovilizado para proyectos desestimados y materiales obsoletos de almacén y sus movimientos durante el ejercicio resulta como sigue:
	Saldo al			Saldo al

Provisiones instalaciones técnicas (8.746) (1.549) (10.295) Provisiones otro inmovilizado (656) (1.555) (2.211)

El capítulo de Dotaciones está motivado por obsolescencia de materiales 1.555 miles de euros y por Almacenamientos Subterráneos 1.549 miles de euros.

Los bienes del Inmovilizado material no están afectos a cargas de naturaleza hipotecaria o de otro tipo de gravamen de similar naturaleza.

Es política de la sociedad contratar todas las pólizas de seguros que se estimen necesarias para dar cobertura a los posibles riesgos que pudieran afectar a los elementos del Inmovilizado material.

Nota 8. Inmovilizaciones financieras e Inversiones financieras temporales

El importe y las variaciones experimentadas durante el ejercicio por las partidas que componen el Inmovilizado financiero son:

	Saldo al			Saldo al
	01.01.05	Aumentos	Disminuciones	31.12.05
Participaciones en empresas del grupo	39.217			39.217
Créditos a empresas del grupo	56.078	2.077	(11.935)	46.220
Cartera de valores a largo plazo	1.675	5.068		6.743
Otros créditos	497	JEEL JEEL	(112)	385
Depósitos y fianzas constituidos a largo plazo	697	14	(73)	638
Administraciones Públicas a largo plazo	7.596	2.950	(2.017)	8.529
Total	105.760	10.109	(14.137)	101.732

Los Créditos a empresas del grupo tienen su vencimiento en el ejercicio 2011 y están sujetos a tipo de interés de mercado. El tipo medio para 2005 ha sido del 3,04%. Los saldos se desglosan de acuerdo al siguiente cuadro:

Gasoducto Al - Andalus, S.A.	33.838
Gasoducto de Extremadura, S.A.	5.553
Gasoducto Campo Maior Leina Braga, S.A.	5.029
Gasoducto Braga Tuy, S.A.	1 .800

46.220

La amortización de los citados préstamos se realiza en función de los plazos previstos en los contratos y de la disponibilidad de tesorería que tiene cada una de las sociedades, y su calendario es:

Año 2008	9.244
Año 2009	9.244
Año 2010	9.244
Año 2011	9.244
	46.220

La Disminución de los 11.935 miles de euros corresponde a la amortización de los Créditos a los Gasoductos Al-Andalus, S.A por importe de 6.525 miles de euros, Gasoducto de Extremadura, S.A. por importe de 2.535 miles de euros, Gasoducto Campo Maior-Leiria-Braga, S.A. por importe de 875 miles de euros y Gasoducto Braga-Tuy, S.A. por importe 2.000 miles de euros.

El detalle de las participaciones es el siguiente:

			Capital Valor de			Reservas y
					Rdos.
	Domicilio	Actividad	la cartera	0/0	Capital			Ejerc.anter. Resultados Dividendos

Participaciones en empresas del grupo
Gasoducto Al-Andalus. S.A.	Madrid	Transp. gas	23.744	66,96	35.459	6.074	8.064	5.486
Gasoducto de Extremadura. S.A.	Madrid	Transp. gas	9.732	51,00	19.082	1.800	6.765	2.305
Gasod. Campo Maior Leina Braga, S.A	Lisboa	Transp. gas	3.195	12,00	26.946	1.610	8.825	1.009
Gasoducto Braga Tuy, S.A.	Lisboa	Transp. gas	2.546	49,00	5.254	271	1.217	684

La Cartera de valores a largo plazo está compuesta básicamente por un Fondo de Inversión Mobiliaria correspondiente al Fondo de Permanencia (véase Nota 14) por importe de 6.724 miles de euros.

El detalle del saldo de 9.244 miles de euros de Créditos a corto plazo de las empresas del grupo es el siguiente:

-
Gasoducto Extremadura. S.A., 1.110 miles de euros
-
Gasoduto Braga-Tuy, S.A., 360 miles de euros

Nota 9. Gastos a distribuir en varios ejercicios

Los importes y las variaciones experimentadas durante el ejercicio por las partidas que componen los Gastos a distribuir en varios ejercicio son:

Total	1.378	976	(421)	1.933
Comisiones up-front-fec	1.011	976	(354)	1.633
Canon Gas Euskadi	367		(67)	300
	01.01.05	Aumentos	Disminuciones	31.12.05
	ುಡುಗಿರು ಇದ			ﺍﻭ 000 ﻣﯿﮟ ﻭﺍﻗﻊ ﮨﮯ۔

En Disminuciones se recoge la aplicación a gasto del total del canon pagado por anticipado a Gas de Euskadi, S.A., por el uso de gasoductos de esta Sociedad, por un periodo de veinte años de los que, a 31 de diciembre de 2005, restan cinco años.

En Aumentos se incluyen las comisiones "up-front-fee" por la renegociación a largo plazo de préstamo sindicado de 1.000 millones de euros hasta 2010. (véase Nota 15).

Nota 10. Existencias

Las existencias a 31 de diciembre de 2005 corresponden básicamente (ver Nota 4e) a materiales para el consumo y reposición de las plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de gasoductos.

Nota 11. Deudores

Las cuentas de Empresas del grupo, deudores y Empresas asociadas, deudores, corresponden básicamente a ventas de gas natural y servicios de transporte de gas. Los saldos recogen importes que en su conjunto se encuentran dentro de los plazos de vencimientos estipulados y corresponden a entidades de reconocidos prestigio y solvencia.

El saldo al 31.12.05 de Clientes empresa del grupo de 4.092 miles de euros corresponde a Gasoducto AL-Andalus, S.A. por importe de 2.231 miles de euros y a Gasoducto Extremadura, S.A. por importe de 1.861 miles de euros. El saldo de Clientes empresas asociadas de 52.034 miles de euros corresponde básicamente a Gas Natural Distribución SDG, S.A. por importe de 31.633 miles de euros, Gas Natural Comercializadora, S.A. por importe de 16.968 miles de euros, y a Gas Natural Castilla La Mancha, S.A. por importe de 1.724 miles de euros.

A 31 de diciembre de 2005, en el epígrafe Deudores varios se encuentra registrado el saldo pendiente de liquidación correspondiente a la retribución de actividades reguladas del ejercicio 2005 por importe de 141.577 miles de euros. Durante el inicio del ejercicio 2006, a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales, se ha recibido la liquidación 11 correspondiente a 2005 por importe de 17.358 miles de euros.

Asimismo, a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales, se encuentran pendientes de recibir las liquidaciones definitivas de los ejercicios 2002, 2003 y 2004. El saldo de Deudores varios del Balance de Situación adjunto, incluye un importe de 25.522 miles de euros correspondientes al ejercicio 2002, un importe de 17.394 miles de euros del ejercicio 2003 y un importe de 10.114 miles de euros del ejercicio 2004, todos ellos pendientes de liquidar a cierre del ejercicio.

A este respecto, el artículo 13 de la Orden ECO/2692/2002 que establece el procedimiento de liquidaciones, indica que "Las desviaciones que se pongan de manifiesto por la aplicación del procedimiento de liguidaciones, entre los ingresos netos liguidables y las retribuciones acreditadas cada año, serán tenidas en cuenta en el cálculo de las tarifas, peajes y cánones de los 2 años siguientes".

Enagás, S.A. mantiene estos saldos pendientes de liquidación por los ejercicios finalizados de 2002, 2003 y 2004 dado que aunque el Organismo Regulador los haya tenido en consideración para el cálculo de las tarifas, peajes y cánones de ejercicios siguientes, únicamente se podrán liquidar los saldos pendientes por dichos ejercicios una vez sean recibidas las mencionadas liquidaciones definitivas.

La cuenta de Administraciones públicas a 31 de diciembre de 2004 recoge básicamente el saldo deudor por IVA de Enagás, S.A., cuya devolución fue solicitada por la Sociedad en enero de 2005 y pagada por la Administración Tributaria durante dicho ejercicio.

Nota 12. Fondos propios

a) El importe de las cuentas de Capítal y Reservas al 31 de diciembre de 2005 y su movimiento en el ejercicio son los siguientes:

	Saldo al	Distribución del	Resultado	Saldo al
	01.01.05	Resultado 2004	31.12.05	31.12.05

Capital suscrito	358.101	ALL, JANU	l	358.101
Reserva de revalorización	342.505			342.505
Reserva legal	71.620		------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	71.620
Otras reservas	111.171	78.638		189.809
Pérdidas y Ganancias	157.701	(157.701)	191.416	191.416

b) El Capital suscrito está representado por 238.734.260 acciones ordinarias, al portador, de 1,5 euros de valor nominal, todas ellas de una misma clase y serie, y desembolsadas en su totalidad.

La totalidad de las acciones de la Sociedad están admitidas a cotización en la Bolsa Oficial Española y cotizan en el mercado continuo.

La cotización a 30 de diciembre 2005 de las acciones de Enagás, S.A. se situó en 15,80 euros, alcanzándose el máximo del año el 22 de diciembre con un cierre de 16,00 euros por acción.

c) Las participaciones más significativas en el capital social de Enagás, S.A. a 31 de diciembre de 2005 son las siguientes:

Participación en

el capital social %

Cantábrica de Inversiones de Cartera, S.A.	5,000
Caja de Ahorros de Valencia, Castellón y Alicante	5,000
B.P.España, S.A.	5,000
Sagane Inversiones, S.L.	5,022
Inversiones Cotizadas del Mediterraneo, S.L.	5,027
Gas Natural, Sdg., S.A.	14.958

Tanto la sociedad Inversiones Cotizadas del Mediterráneo, S.L., como la sociedad Cantábrica de Inversiones de Cartera S.L., son filiales de la Caja de Ahorros del Mediterráneo (CAM) y de la Caja de Ahorros de Asturias (Cajastur), respectivamente.

La compañía no dispone de autocartera.

Cabe destacar que tras la publicación el 31 de diciembre de 2003 de la Ley 62/2003 de Medidas fiscales, administrativas y de orden social, cuyo artículo 92 modifica la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, se establece que "ninguna persona física o jurídica podrá participar directa o indirectamente en el accionariado de Enagás, S.A. en una proporción superior al 5% del capital social o de los derechos de voto en la entidad". A su vez, dicha Ley establece un plazo máximo de 3 años, a contar desde el 1 de enero de 2004, para adecuar las participaciones sociales a este nuevo límite.

Como consecuencia de lo anterior, la Sociedad Gas Natural SDG, S.A. deberá reducir su participación en un 9,96% antes del 31 de diciembre de 2006.

d) Durante el ejercicio, la sociedad Enagas, S.A. aprobó el dividendo sobre el resultado del año 2004 por un importe de 79.063 miles de euros, de los cuales 31.035 miles de euros se pagaron a cuenta en Enero de 2005 y 48.028 miles de euros se pagaron en Julio de 2005.

El Consejo de Administración de la Sociedad en reumón celebrada el día 22 de diciembre de 2005 acordó distribuir un dividendo a cuenta del resultado del ejercicio 2005 por importe de 38.197 miles de euros.

e) La Reserva de revalorización que fue aceptada por la Administración Tributaria es indisponible hasta el año 2007. El saldo de la cuenta podrá destinarse a la eliminación de resultados contables negativos, a la ampliación del capital social o, a partir del 31de diciembre de 2006 a reservas de libre disposición.
t) La Reserva legal ha sido dotada de conformidad con el Articulo 214 de la Ley de Sociedades Anónimas, que establece que, en todo caso, una cifra igual al 10 por 100 del beneficio del ejercicio se destmara a ésta hasta que alcance, al menos, el 20 por 100 del capital. Dicho porcentare se alcanzó con la propuesta de distribución de resultados del ejercicio 2003. Esta reserva no puede ser

distribuída y si es usada para compensar perdidas, en el caso de que no existan otras reservas disponibles suficientes para tal fin, debe ser repuesta con beneficios futuros.

Nota 13. Ingresos a distribuir en varios ejercicios

El importe y las variaciones experimentadas durante el ejercicio por las partidas que componen los Ingresos a distribuir en varios ejercicios son:

	Saldo al			Saldo al
	01.01.05	Aumentos	Aplicaciones	31.12.05
Subvenciones de capital	379.715	18.461	(24.530)	373.646
Canon Gasod. Extremadura, S.A.	36.264	-	(7.173)	29.091
Canon Gasod. Al-Andalus, S.A.	105.942	1807 100	(8.086)	97.856

471 071 12 461 400 €02 120 7201

	ﻣﯿﮟ ﺍﻭﺭ ﺍﺱ ﮐﮯ ﺍﯾﮏ ﺍﯾﮏ ﮐﯽ ﮨﮯ۔	រ ប៉ះបាប់	07:107 /	ﺳﺎﻧﺖ ﮐﮯ ﻟﯿﮯ ﮐﯿﺎ ﮔﯿﺎ ﮐﮩﺎ ﮐﮩﺎ ﮐﮩﺎ ﮐﮩﺎ
THE RESEARCE PROPERTY AND LEASE LEASE LEASE LEASE LEASE LEASE LEASE LEAST LE Comprehensive a management and consisted to the first and the many of the county of the				Comments of the country of the first and the first and the first comments of the first many of the first many of the many of the many of the many of the many of the many of t

La diferencia de 22 miles de euros, entre el importe aplicado por Subvenciones de capital de 24.530 miles de euros, y el que se recoge en la Cuenta de Pérdidas y Ganancias que asciende a 24.552 miles de euros, corresponde a subvenciones a la explotación.

Los importes referidos al canon de las sociedades filiales Gasoducto Extremadura, S.A. y Gasoducto Al-Andalus, S.A. corresponden a los saldos pendientes de aplicación de los contratos firmados con dichas filiales en concepto de "Derecho de transporte de gas" para las instalaciones de transporte correspondientes.

La Sociedad sigue un criterio de imputación y registro de los ingresos correspondientes basado en la periodificación de los mismos en función de las cantidades de gas trasegadas por el gasoducto correspondiente. Dichas cantidades se recogen en los contratos firmados entre las partes, e incluidos en el acuerdo marco general entre matriz y filiales. Dicha imputación en el ejercicio 2005 ha ascendido a 7.173 miles de euros y 8.086 miles de euros para Gasoducto Extremadura, S.A. y Gasoducto Al-Andalus, S.A. respectivamente.

Las subvenciones recibidas corresponden a inversiones de la infraestructura gasista según el detalle siguiente:

	Subvenciones	Aplicación a resultados	Saldo a
	recibidas a 31.12.05	acumulado a 31.12.05	31.12.05
Plantas de Regasificación	76.840	37.101	39.739
Infraestructuras transporte de gas	465.334	147.545	317.789
Almacenamientos subterráneos	16.118	All. Jan.	16.118
Total	558.292	184.646	373.646

Dichas subvenciones han sido recibidas de los siguientes Organismos:

	Subvenciones	Aplicación a resultados	Saldo a 31.12.05
	recibidas a 31.12.05	acumulado a 31.12.05
Fondos estructurales de la Unión Europea	396.609	102.814	293.795
Organismos Oficiales de las CCAA.	47.835	11.147	36.688
Estado Español	113.848	70.685	43.163

Nota 14. Provisiones para riesgos y gastos

El saldo de Provisiones para riesgos y gastos al 31 de diciembre de 2005, corresponde a las provisiones constituídas para responsabilidades probables relativas a contingencias identificadas. El movimento de dicha cuenta es el siguiente:

	Saldo al			Saldo al
	01.01.05	Dotaciones	Aplicaciones	31.12.05
Provisiones para riesgos y gastos	10.880	2.653	i	13.533
Total	10.880	2.653	I	13.533

Las partidas más importantes de las Dotaciones corresponden a:

Premio de Permanencia. La dotaciones corresponden a un concepto retributivo no consolidable para recompensar la permanencia en la Sociedad Enagás, S.A. para el personal directivo y los miembros ejecutivos del Consejo de Administración por un total de 88 miles de euros.
Incentivo a largo plazo. En el ejercicio 2005 sigue vigente el plan plurianual de retribución aprobado por el Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión de nombramiento y retribuciones en el ejercicio 2003, consistente en un incentivo a largo plazo cuya percepción está vinculada a la consecución de determinados objetivos durante 3 años. La alta dirección de la compañía, incluidos consejeros ejecutivos, forma parte de los posibles beneficiarios de este sistema retributivo, que vence en junio de 2006. La dotación del ejercicio es por un importe de 1.638 miles de euros.
Entre los procedimientos judiciales-fiscales y/o reclamaciones, destaca la demanda en vía civil de un antiguo trabajador de Enagás S.A.

Los Administradores de Enagás S.A. consideran que las provisiones registradas en el Balance de Situación adjunto cubren adecuadamente los riesgos por los litigios, arbitrajes y demás operaciones descritas en esta Nota, por lo que no esperan que de los mismos se desprendan pasivos adicionales a los registrados.

Dadas las características de los riesgos que cubren estas provisiones, no es posible determinar un calendario razonable de fechas de pago si, en su caso, las hubiese, a excepción del ILP que vence en 2006.

Las actualizaciones financieras de las provisiones se registran con cargo al epígrafe "Gasto financiero" de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta.

Nota 15. Deudas con entidades de crédito y Deudas con empresas del Grupo y asociadas

Los conceptos que corresponden a este capítulo son las siguientes:

	Largo Plazo	Corto Plazo
Créditos y préstamos bancarios	1.493.146	16.735
Intereses devengados		9.596

1.493.146 26.331

Los préstamos y créditos a largo plazo están a tipo de interés de mercado y sus períodos de amortización son los siguientes:

Año 2007	8.629
Año 2008	74.344
Año 2009	74.344
Año 2010	1.079.343
ás de 5 años	256.486
	1.493.146

El tipo medio de la deuda con entidades de crédito en euros en el año 2005 ha sido del 3,39%, no habiendo deuda en divisas.

Los importes y las variaciones experimentadas durante el ejercicio por las partidas que componen las Deudas con entidades de crédito a largo plazo, son:

	Saldo al			Saldo al
	01.01.05	Aumentos	Amortizaciones	31.12.05
Préstamo Sindicado	1.000.000	ﺒﺔ ﺍﻟﻤﻠﻠﻠ	(1.000.000)
Préstamo Sindicado (Club Dcal)	-	1.000.000	-	1.000.000
BEI	176.776	125.000	(8.630)	293.146
ICO	150.000	50.000		200.000
Total	1.326.776	1.175.000	(1.008.630)	1.493.146

Al 31 de diciembre de 2005 Enagás, S.A. tenía concedidas líneas de crédito no dispuestas por importe de 303.894 miles de euros. Asimismo tenía concedidos 350.000 miles de euros en préstamos no dispuestos.

La sociedad contrató en el 2003 instrumentos de cobertura que limitan el coste financiero de su endeudamiento a largo plazo. Estos instrumentos limitan el coste de la compañía en el periodo 2004-2008 aplicables a un total de 1.000 millones de euros, y permitirá minimizar el riesgo, financiando las inversiones en las mejores condiciones posibles, mayoritariamente con deuda a largo plazo y coste fijo.

Por un lado, se cubrió el riesgo de tipos de interés para el año 2004 a través de varias operaciones de aseguramento. Dichas operaciones supusieron un coste fijo de financiación total de 2,98% para el ejercicio e importe citado.

Por otro lado, para el periodo 2005-2008 se contrataron instrumentos de cobertura de flujos de tesorería mediante un collar con un cap de 4,12% y un floor de 3,67%. Estos tienen como fecha de inicio enero de 2005 y vencimiento abril de 2008, y un coste fijo máximo conocido de 4,32%, que ya incluye los efectos de la refinanciación realizada en noviembre frente a un 4,66% antes de dicha refinanciación.

Entre los hechos más significativos dentro del área financiera, destacamos:

Préstamo Club Deal. El 24 de noviembre de 2004, se firmó con un nuevo Préstamo Sindicado también de 1.000 millones de euros, modalidad Club Deal, cuyo desembolso fue el 10 de enero 2005, fecha de cancelación del Préstamo Sindicado del 2003. El vencimiento de este préstamo es Abril 2010.

Cobertura Collar. Con fecha 10 de enero 2005, entraron en funcionamiento las coberturas de collar contratadas en agosto de 2003 y vencimiento 2008.

BEI. El 21 de Febrero de 2005, se dispusieron otros 125 millones de euros, de los 450 millones que se

tienen concedidos.

Pólizas de crédito. En Marzo 2005 el Consejo de Administración aprobó la renovación de las Pólizas de Crédito. La renovación de las pólizas se hizo efectiva en los meses de mayo a julio. También se firmaron nuevas pólizas de crédito con Cajastur y Bancaja por 6 millones de euros respectivamente. ... <

Avales Financieros. Entre el segundo y tercer trimestre se renovaron todos los contratos de avales que vencian en ese periodo.

Avales BEI. En Agosto se renegoció el coste de los avales para la financiación de los contratos del BEI de 1995. Se pasó de un coste medio de 43 puntos básicos a 25 puntos básicos y duración hasta 2011.

ICO. El 21 de octubre, se realizó la primera disposición por un importe de 50 millones de euros del préstamo de 200 millones de euros a 15 años y se amplió el plazo de disposición del resto del préstamo

El saldo de Deudas con empresas asociadas a largo plazo por importe de 4.732 miles de euros corresponde a los ajustes previstos recogidos en el Acta de Inspección del Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 1995 a 1998, actualizado a 31 de diciembre de 2005, a favor de Gas Natural SDG, S.A., sociedad cabecera del Grupo Fiscal 59/93.

El detalle del saldo de 5.568 miles de euros de Deudas con empresas del grupo a corto plazo, correspondiente a las cuentas por pagar por los peajes de transporte, es el siguiente:

-
Gasoducto Extremadura. S.A., 1.635 miles de euros
Gasoduto Braga-Tuy, S.A., 289 miles de euros
Gasoduto Campo Mayor-Leiria-Braga, S.A., 543 miles de euros

El saldo de 171.632 miles de euros de Deudas con empresas asociadas a corto plazo corresponde básicamente a Sagane, S.A. con 84.134 miles de euros, Gas Natural Aprovisionamientos, S.A. con 81.212 miles de euros, Comunidad de Bienes Grupo Gaviota con 4.518 miles de euros y Desarrollo del Cable, S.A. con 1.653 miles de euros.

Nota 16. Situación fiscal

La conciliación de la diferencia existente entre el resultado contable del ejercicio con la base imponible del

Resultado contable del ejercicio antes de impuestos	288.425
Diferencias permanentes:
. Exención doble imposición	(1.542)
. Otros	332
Diferencias temporales
. Libertad amortización R.D .- L. 3/1993	102
. Subvenciones de capital	(371)
. Provisión Fondo de Permanencia	88
. Provision ILP	1.637
. Provisiones inmovilizado	3.027
. Otros	(1.714)
BASE IMPONIBLE PREVIA	289.984

Las deducciones a la cuota aplicadas en el ejercicio 2005 por doble imposición han ascendido a 9.332 miles de euros de base imponible.

Al cierre del ejercicio se habían pagado 66.509 miles de euros a cuenta de la cantidad a desembolsar finalmente por el Impuesto sobre Sociedades.

El detalle de Otras deudas no comerciales con Administraciones públicas es el siguiente:

		Hacienda publica acreedora por Impuesto de Sociedades 3 31.198
--	--	----------------------------------------------------------------	--

Hacienda pública acreedora por IVA . 15.406
Hacienda pública acreedora por IRPF . 1.579
Seguridad Social 947 -
Otros -

El importe y las variaciones experimentadas por el Impuesto sobre Sociedades anticipado/diferido son:

426

49.556

	Saldo al		Saldo al
	01.01.05	Variación	31.12.05
Carga fisçal anticipada
. Subvenciones de capital	1.687	(130)	1.557
. Provisión Fondo de Permanencia	2.291	31	2.322
. Provisión ILP	767	573	1.340
. Provisiones inmovilizado	1.527	1.059	2.586
. Otros	1.324	A (600)	724
	7.596	933	8.529
Carga fiscal diferida
. Amortización acelerada	1.898	(36)	1.862
	1.898	(36)	1.862

La sociedad tiene pendiente de comprobación tributaria los ejercicios legalmente no prescritos, salvo en el Impuesto sobre Sociedades que está abierto desde el ejercicio 1999. Respecto a la comprobación del IVA a la importación están pendientes los ejercicios 2003 a 2005.

Nota 17. Importe neto de la cifra de negocios y otros ingresos de explotación

La actividad se realiza íntegramente en el mercado nacional, siendo su desglose en miles de euros, el siguiente:

			2005		2004
Ventas de gas			859.602		724.470
Otras ventas			729		1.615
Prestación de servicios			638.524		554.647
	- Ingresos por actividad de Regasificación	1 52.097		117.431
	- Ingresos por actividad de Transporte	404.049		354.965
	- Ingresos por actividad de Almacenamiento	70.425		67.308
	- Ingresos por actividad de Gestor Técnico	10.219		10.219
	- Entronques	1.734		4 701

	2005	2004
Ingresos por servicios portuarios	20.763	8.751
Periodificación Ingresos a distribuir contrato pendiente filiales españolas	15.260	16.271
Ingresos por mantenimiento	7.925	9.202
Ingresos por asistencia técnica	2.897	3.932
Otros	1.665	4.679
	48.510	42.835

Las principales transacciones con empresas del Grupo durante el presente ejercicio son:

	Gasoducto	Gasoducto
	Al-Andalus, S.A.	Extremadura, S.A.	Total
Mantenimiento de redes	2.545	3.276	5.821
Contrato de transporte	8.086	7.174	15.260
Asistencia técnica	1.649	1.248	2.897

Las principales transacciones con empresas asociadas durante el presente ejercicio son:

Concepto	Sociedad	l otal
Ventas de gas	Distribuidores Grupo Gas Natural	703.232
Mantenimiento de Fibra Optica y otros	Desarrollo del Cable, S.A., Gas Natural, sdg, S.A.	2.518

Nota 18. Aprovisionamientos

Corresponde fundamentalmente a las compras de gas realizadas para atender el mercado regulado durante el ejercicio, y su desglose es el siguiente:

	2005

Sagane, S.A.	668.492
Gas Natural Aprovisionamientos, S.A.	165.130
Gas Natural Comercializadora, S.A.	15.948
Otros	611

850.181

Nota 19. Plantilla media

El número medio de empleados de la Sociedad durante el ejercicio, distribuido por categorías es el siguiente:

	2005	2004
Directivos	56	52
Técnicos	389	373
Administrativos	119	122
Operarios	353	344
	917	891

Al 31 de diciembre de 2005 la plantilla de la sociedad está compuesta por 907 empleados.

Cabe destacar que como resultado de la firma del XIV Convenio Colectivo, se ha procedido a efectuar un plan de adecuación de plantilla que ha culminado con la realización de 29 prejubilaciones entre el colectivo que tuviera 60 años o más. El gasto correspondiente a estas prejubilaciones ha ascendido a 3.724 miles de euros de la Cuenta de Pérdidas y Ganancias adjunta.

Nota 20. Otros gastos de explotación

La composición de este epígrafe corresponde básicamente a costes de estructura, costes de reparación y conservación, costes informáticos, publicidad, arrendamientos de almacenamientos subterráneos, servicios exteriores e impuestos.

El detalle del gasto por servicios exteriores y su comparación con el ejercicio anterior es el siguiente:

Servicios exteriores	2.005	2.004

Arrendamientos y cánones	79.092	65.606
Reparación y conservación	19.544	20.767
Servicios profesionales independientes	10.327	9.600
Transportes	31.375	36.126
Primas de seguros	4.081	4.595
Servicios bancarios y similares	204	373
Publicidad, propaganda y relaciones públicas	1.423	1.275
Suministros	16.161	13.865
Otros servicios	9.114	8.532
	171.321	160.739

En el epígrafe Arrendamientos y cánones se registran básicamente los alquileres del almacenamiento subterráneo Gaviota y de la red de telecomunicaciones con Desarrollo del Cable. Por la Ley 48/2003 de 26 de noviembre de régimen económico y de prestación de servicios de interés general, se nombra a Enagás sujeto pasivo sustitutorio de todas aquellas tasas por buque y mercancía descargados en aquella zona del puerto donde se posea la concesión, repercutiendo dichos importes al consignatario y comercializadora, respectivamente. Este gasto ha ascendido a 19.611 miles de euros registrados en el epígrafe de Arrendamientos y cánones. Asimismo, en el epígrafe de Otros ingresos de explotación se encuentra registrado idéntico importe en concepto de la refacturación realizada por Enagás, S.A. a los agentes correspondientes.

En Transportes están contemplados los gastos por transporte de gas con Gasoducto Al-Andalus, S.A., Gasoducto de Extremadura, S.A., Gasoduto Campo Maior-Leiria-Braga, S.A. y Gasoduto Braga-Tuy, S.A. Las principales transacciones con empresas del Grupo durante el presente ejercicio son:

	Gasoducto	Gasoducto Al-Andalus, S.A. Extremadura, S.A. Leiria-Braga, S.A.	Gasoduto Campo Maior-	Gasoduto Braga-Tuy, S.A	Total
Transporte de gas	16.013	8.358	3.361	3.409	31.141
					31.141

Las principales transacciones con empresas asociadas durante el presente ejercicio son:

Concepto

Sociedad

Total

Compras de gas	SAGANE y Gas Natural Aprovisionamientos, S.A.	853.070
Alquiler de existencias minimas de seguridad (35 días)	Gas Natural, SDG, S.A. y Gas Natural Aprovisionamientos, S.A.	3.665
Alquileres y mantenimientos	Desarrollo del Cables, S.A. y Repsol Invest. Petroliferas, S.A.	39.070
Suministro de electricidad	Gas Natural Comercializadora, S.A.	7.807

Nota 21. Resultados extraordinarios

Las partidas principales de los Resultados extraordinarios del ejercicio son las siguientes:

Gasto por importe de 1.644 miles de euros en concepto de provisión por depreciación de materiales de almacén.
Gasto por importe de 1.548 miles de euros en concepto de provisión de proyectos de Almacenamientos Subterráneos (véase Nota 7).
Asimismo se ha registrado un ingreso por importe de 4.608 miles de euros debido a la venta de 8 fibras ópticas a Desarrollo del Cable, así como la retrocesión del Acta 5ª de fecha 24.09.2002

de acuerdo con el nuevo contrato entre Enagás S.A. y la mencionada empresa de fecha 5 de mayo de 2005.

Nota 22. Compromisos y contingencias

A 31 de diciembre de 2005 Enagás S.A. tenía prestados avales comerciales a terceros derivados de su actividad de inversión en infraestructuras, por un importe de 56.551 miles de euros. Por otro lado, también tiene concedidos avales financieros por un total de 51.776 miles de euros como garantía de los préstamos concedidos por el Banco Europeo de Inversiones.

Enagás, S.A. tiene concedido un aval a la Sociedad Gasoduto Braga – Tuy, S.A. por un importe de 8.900 miles de euros por el préstamo que el Banco Santander Central Hispano, S.A. ha otorgado a dicha entidad.

A 31 de diciembre de 2005 los derechos de transporte de gas por la utilización de los gasoductos explotados por las filiales españolas y portuguesas participadas por la Sociedad, ascienden a 1.132.395 miles de termias para el periodo 2006/2020. Todos los contratos incluyen cláusulas del tipo "ship or pay".

Con fecha 1 de agosto de 2001 se suscribieron contratos con Gas Natural Aprovisionamientos SDC., S.A. y Sagane, S.A. para la compra de gas natural, que quedarán cancelados cuando se produzca la extinción total de la obligación legal de Enagás, S.A. de atender el suministro al mercado regulado. Dicho contrato no incluye cláusulas de "take or pay".

Nota 23. Otra Información

a) Durante el ejercicio 2005, las retribuciones devengadas por los miembros del Consejo de Administración de la Sociedad han ascendido a la cantidad de 1.933 miles de euros. En dicha cantidad se comprenden los importes correspondientes a dietas y demás cuantías percibidas por los Consejeros, en virtud de su pertenencia al Consejo y a las Comisiones así como los importes correspondientes a su asistencia a las sesiones, en aplicación del acuerdo aprobado por la Junta General de 22 de abril de 2005, habiéndose respetado y cumplido los límites señalados en dicho acuerdo en las cuantías percibidas por los miembros del Consejo. Adicionalmente se encuentran incluidas las cantidades correspondientes a los sueldos y retribuciones por el desarrollo de funciones ejecutivas por parte de los rniembros del Consejo que tienen dichas responsabilidades, cantidades, éstas últimas, que son independientes de la retribución que anualmente fija la Junta General para retribuir la pertenencia al Consejo de Administración. Por último, se han incluido, igualmente, las cantidades correspondientes al abono de los gastos en que han incurrido los miembros del Consejo por su asistencia a las sesiones del

mismo y de las Comisiones.

Las aportaciones en materia de pensiones efectuadas durante el ejercicio ascienden a la cantidad de 10 miles de euros, y las primas satisfechas en concepto de seguros de vida han sumado la cantidad de 65 miles de euros.

Los préstamos concedidos a los miembros del Consejo de Administración presentaban, a 31 de diciembre de 2005, un saldo pendiente de 355 miles de euros.

b) A los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 127 ter de la LSA se incluye en la presente Memoria la información relativa a la participación en el capital y el desempeño de cargos por parte de los miembros del Consejo de Administración de Enagás S.A. en otras sociedades de análogo o complementario género de actividad al que constituye el objeto social. Se ha considerado, para la elaboración de la información, que son sociedades con análogo o complementario género de actividad al de ENAGAS las dedicadas a las actividades de transporte, regasificación, distribución o comercialización de gas natural reguladas por la Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos.

Participaciones en el capital de sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad que han sido comunicadas a ENAGÁS, S.A. por los Consejeros a 31 de diciembre de 2005 son las siguientes:

CONSEJERO	ACCIONES
Robert Malpas	BP plc 65.284 acciones
Luis Javier Navarro Vigil	BP Plc 62.320 acciones
CAM	Unión Fenosa 4,04% Poseidón Gas Al 5.24% Nautilus Gas II AIE 5.24%
Rafael Villaseca Marco	Gas Natural, Sdg 1.000 acciones 859 acciones Endesa lberdrola 636 acciones
BANCAJA	Iberdrola 1% 0.032 % Endesa Gas Natural Sdg 0.024 %

Además de ello, D. José Luis Olivas, representante de BANCAJA, ostenta 3.545 acciones de Endesa, 3.250 de Iberdrola, y 910 de Gas Natural.

Los cargos o funciones que ocupan Consejeros de la Sociedad en otras sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad que han sido comunicadas a ENAGÁS, S.A. a 31 de diciembre de 2005 son los siguientes:

CONSEJERO	CARGOS
Salvador Gabarró Serra	, Presidente Gas Natural Sdg
Luis Javier Navarro Vigil	Presidente de BP España SAU
Rafael Villaseca Marco	Consejero Delegado Gas Natural Sdg
Manuel Menéndez Menéndez	Representante físico de Peña Rueda en el Consejo
	de Naturcorp Redes S.A.U.

No hay actividades de la misma naturaleza, análogas o complementarias a aquellas realizadas por Enagás que sean desempeñadas por los Consejeros de ésta, ya sea por cuenta propia o ajena, no comprendidas en el apartado anterior.

c) A continuación se detallan los honorarios relativos a los servicios prestados durante 2005 por los auditores de estas Cuentas Anuales:
- Auditoria de Cuentas Anuales
- Otros servicios relacionados con la auditoria
- Otros servicios no relacionados con la auditoria

126 miles de euros 94 miles de euros 165 miles de euros

d} El 16 de junio de 2005 la agencia internacional Fitch Ratings otorgó a Enagás, S.A. las calificaciones crediticias de A+ (largo plazo) y F1 (corto plazo), perspectiva estable en ambos casos.

Nota 24. Medio ambiente

Las actividades de Enagás, S.A. en el año 2.005 ratifican su compromiso de compatibilizar el desarrollo económico actual, con la conservación de los recursos naturales para garantizar su uso por las generaciones futuras. Por este motivo Enagás, S.A. ha asumido públicamente los principios de respeto y preservación del medio ambiente como uno de sus criterios básicos de decisión empresarial. Este compromiso se encuentra plasmado en su Política Ambiental, que está constituida por un conjunto de principios cuya misión fundamental es garantizar que cualquier actividad o instalación de Enagás se lleve a cabo, desde su diseño inicial hasta el final de su vida útil, con el máximo respeto por el medio ambiente.

La aplicación práctica de la Política Ambiental lo constituye el Sistema de Gestión Ambiental certificado

por AENOR según la norma ISO 14001. La gestión ambiental se traduce en una serie de normas y procedimientos que garantizan el conocimiento y control exhaustivo de los aspectos ambientales y la adopción de las medidas para la minimización y corrección de los efectos adversos sobre el medio ambiente.

Durante el ejercicio 2.005 se ha renovado la certificación ISO 14001 para la Unidad de Tecnología y se ha realizado el seguimiento de las certificaciones de las demás Direcciones. En los proyectos de infraestructuras destacan las actuaciones encaminadas a la corrección del impacto ambiental como son el control ambiental en obras, las recuperaciones paisajísticas, las perforaciones dirigidas y los tratamientos arqueológicos.

Todas estas actuaciones de medio ambiente en el ejercicio 2,005 han alcanzado inversiones totales incluidas en el activo del Balance de Situación de 24.375 miles de euros, (13.245 miles de euros en el ejercicio 2004).

Asimismo, los gastos ambientales han ascendido en el ejercicio 2.005 a 717 miles de euros registrados en el epígrafe Otros gastos de explotación, (874 miles de euros en el ejercicio 2004).

Las posibles contingencias, indemnizaciones y otros riesgos ambientales en las que Enagás, S.A. pudiera incurir están adecuadamente cubiertas con las pólizas de seguro de responsabilidad civil que tiene suscritas.

Enagás, S.A. no ha percibido ninguna subvención ni ingreso como consecuencia de actividades relacionadas con el medio ambiente.

Algunas instalaciones de Enagás, S.A. se encuentran afectadas en el ámbito de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de erechos de emisión de gases de efecto invernadero.

En la Resolución, de 2 de diciembre, del Ministerio de Medio Ambiente se ha publicado la propuesta de asignación de los derechos correspondientes para estas instalaciones.

Actualmente se está a la espera de la asignación definitiva y gratuita de los mismos, y su inscripción en el Registro Nacional de Derechos de Emisión.

Nota 25. Acontecimientos posteriores al cierre

Con fecha 12 de enero de 2006 se ha procedido al pago del dividendo a cuenta del resultado del ejercicio de 2005, de 0,16 euros por acción, aprobado por el Consejo de Administración de la Sociedad Enagás, S.A. en reunión celebrada el día 22 de diciembre de 2005.

Nota 26. Cuadro de financiación

El cuadro de financiación del ejercicio es el siguiente:

Aplicaciones	S 200	2004	nes )riger	2005	2004

ilizado	369.603	469.762	Recursos procedentes de las operaciones	321.154	271.647
materiales	3.976	4.964
ancieras ateriales	2.518 0.109 S ไ દ	459.277 .521 S
io anterior	8.028 r	42.362	eudas a largo plazo 1	166.490	111.733
	8.197 ట	31.035	varios ejercicios gresos a distribuir en In	18.461	1.076
	976	1.011	Enajenación de inmovilizado	19.294	2.181 I
			Inmovilizaciones financieras Inmovilizaciones materiales	5.157 4.137 ﺎ	1 12.18

NES	456.804	544.170	TOTAL ORIGENES	525.399	396.637
IES SOBRE APLICACIONES PITAL CIRCULANTE)	€8°20′5		EXCESO DE APLICACIONES SOBRE ORIGENES (DISMINUCION DEL CAPITAL CIRCULANTE)		147.533

●

•

●

•

●

....

		2005		2004
Variación del capital circulante	Aumentos	Disminuciones	Aumentos	Disminuciones
Existencias		ਤੇ ਰੇ
Deudores		68.742	68.831	23
Acreedores	137.681			210.009
Inversiones financieras temporales		102		341
Tesorería		19		493
Ajuste por periodificación		184	1	5.498
TOTAL	137.681	69.086	68.831	216.364
VARIACION DEL CAPITAL CIRCULANTE	68.595			147.533

La conciliación del resultado contable del ejercicio con los recursos procedentes de las operaciones es la siguiente:

	2005	2004

Resultado del ejercicio	191.416	157.701
Aumento del resultado :	169.609	151.296
. Dotación a las amortizaciones	166.954	144.795
. Dotación a provisiones para riesgos y gastos	2.653	6.461
. Pérdidas enajenación inmovilizado	2	40
Disminución del resultado :	39.871	37.350
. Ingresos y gastos diferidos	39.369	36.570
. Provisiones aplicadas	100 100	318
. Beneficio enajenación de inmovilizado	3.606	। ਰੇ
. Variación de provisiones de inmovilizado material	(3.104)	443
TOTAL	321.154	271.647

		යි කිරීම බව සිට විසින් විසින් සිට පිහිටි විසින් පිහිටි බවට පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පිහිටි පි 대

●

.......

ENAGÁS, S. A.

DILIGENCIA: Para hacer constar por el Secretario del Consejo de Administración DON LUIS PÉREZ DE A Y ALA BECERRIL, que el Consejo de Administración en la sesión de 22 de febrero de 2006 formuló las Cuentas Anuales que comprenden el Balance, la Cuenta de Pérdidas y Ganancias y la Memoria, de conformidad con la Orden del Ministerio de Justicia de 14 de Enero de 1994, constando en todas las hojas la firma del que suscribe a efectos de identificación, así como el sello de la Sociedad, todo ello en los números siguientes:

Balance Normal: B1, B2, B3, B4 y B5. Cuenta de Pérdidas y Ganancias normal: P1, P2, P3 y P4. Memoria: en 31 hojas, números correlativos ascendentes 1 al 31 inclusive.

A continuación, todos los miembros del Consejo de Administración de la Sociedad firman los citados documentos rubricando la presente hoja número 32 que queda incorporada como anexo a las Cuentas Anuales de la Sociedad, correspondientes al ejercicio de 2005.

No obstante, y a los efectos de lo dispuesto en el artículo 171.2 de la LSA, se hace constar que las cuentas no han sido firmadas por los Consejeros D. Jesús David Alvarez Mezquiriz y Sir Robert Malpas, por no asistir ninguno de ellos a la sesión en que las cuentas fueron formuladas y por encontrarse fuera de territorio español, habiendo sido imposible recabar su firma.

nez)

INFORME DE GESTIÓN DE ENAGÁS, S. A.

Evolución de la Sociedad en 2005

El beneficio neto se sitúa en 191.416 miles de euros con un incremento del 21,4% con respecto al ejercicio anterior.

El importe neto de la cifra de negocios es de 1.498.855 miles de euros. El 57,4% de la cifra de negocios corresponde a las ventas de gas y el 42,6% restante a prestación de servicios.

Los recursos procedentes de las operaciones se sitúan en 321.154 miles de euros. Estos recursos han financiado en parte, el plan de inversiones materiales de 355.518 miles de euros destinados básicamente a la ampliación y mejora de la capacidad de regasificación y de la red de transporte, alcanzando los 7.360 kilómetros a 31 de diciembre de 2005.

Los fondos propios de Enagas, S. A. se sitúan en 1.115.254 miles de euros.

El capital social está representado por 238.734.260 acciones ordinarias al portador de 1,50 euros de valor nominal cada una, totalmente desembolsadas.

La Sociedad no ha realizado ninguna operación con acciones propias.

Con fecha 28 de enero de 2005 fueron aprobadas por el Ministerio de Economía tres Ordenes Ministeriales en las que se actualizan para el año 2005 las tarifas, peajes, cánones y retribución de las actividades reguladas del sector gasista, publicadas con fecha 31 de enero en el Boletín Oficial del Estado, y que establecen la retribución a percibir a lo largo del año 2005 por todas las sociedades que ejercen la actividad de regasificación, almacenamiento, transporte o distribución.

Durante el año 2005 se ha continuando y mejorando las instalaciones de regasificación, transporte y almacenamiento para adecuarlas a las necesidades que plantean las previsiones de demanda futura. En este sentido se han realizado las siguientes acciones destacables:

· La puesta en marcha del quinto tanque de la Planta de Barcelona, con capacidad de almacenamiento de 150.000 m² de GNL y del tercer tanque de la Planta de Cartagena con capacidad de 127.000 m² de

GNL. Igualmente se ha ampliado la capacidad de emisión en Barcelona, en Cartagena y en Huelva a 1.500.000 m3 (n)/h, 900.000 m3 (n)/h y 1.050.000 m2 (n)/h respectivamente.

· Incremento de la capacidad nominal total de regasificación en las tres Plantas en 750.000 m² (n)/h.

· A finales del año 2005 Enagás, S.A. explotaba 7.360 Km de tuberías diseñadas para operar a presiones máximas de 72 y 80 bar respecto a los 7.158,1 Km que disponía en diciembre del año 2004, aumentando así la seguridad de suministro y el desarrollo de zonas que hasta ahora no disponían de gas natural.

· Los activos de transporte más importantes puestos en explotación durante el año 2005 han sido: los ya mencionados nuevos tanques de Barcelona y Cartagena, los gasoductos Málaga-Estepona Tramo II, Castelnou-Fraga-Tamarite de Litera, Arbós-Tivisa, Cartagena-Lorca (fase II), y ramal Totana-Murcia. Igualmente se han realizado ampliaciones en las estaciones de compresión de Córdoba Fase II, Almendralejo, Sevilla, Bañeras Fase II y Tivisa.

· Durante el año 2005 se han puesto en servicio 19 nuevas estaciones de regulación/medida alcanzando a finales del año la cifra de 310 en operación.

Con todo, a finales del año 2005 la infraestructura gasista de Enagás, S.A., integrada por la red Básica

de gas natural, era la siguiente:

Las Plantas de regasificación de Barcelona, Huelva y Cartagena disponen de una capacidad total de almacenamiento de 987.000 m² de GNL contra los 710.00 m² del año 2004 con un incremento de 277.000 m², una capacidad de emisión de 3.450.000 m²(n)/h. frente a los 2.700.000 m²(n)/h del año 2004 con un incremento de 750.000 m²(n)/h.

Los Almacenamientos subterráneos de Serrablo (Huesca) y Gaviota (Vizcaya).

Red de gasoductos con una longitud total de 7.360 Km con los siguientes ejes principales:

Eje Central: Huelva-Córdoba-Madrid-Burgos-Cantabria-País Vasco. (con el Huelva-Sevilla-Córdoba-Madrid duplicado)

Eje Oriental: Barcelona-Valencia-Alicante-Murcia-Cartagena.

Eje Occidental: Almendralejo-Cáceres-Salamanca-Zamora-León-Oviedo.

Eje Occidental hispano-portugués: Córdoba-Badajoz-Portugal (Campo Maior-Leiria-Braga) – Tuy-Pontevedra-A Coruña-Oviedo.

Eje del Ebro: Tivissa-Zaragoza-Logroño-Calahorra-Haro.

Las siguientes entradas de gas al sistema por gasoductos:

Norte: Gasoducto Hispano-Francés Calahorra-Lac, que conecta la Península Ibérica con la red europea de gasoductos.

Sur: Gasoducto Magreb-Europa y conexión con los yacimientos de Marismas-Palancares en el valle del Guadalquivir.

Acontecimientos posteriores

Actividades de investigación y desarrollo

Las actividades de innovación tecnológica desarrolladas por la sociedad durante 2005 se han concentrado en la evaluación, desarrollo y demostración de nuevas tecnologías gasistas, con el fín de aumentar y mejorar la competitividad del gas natural en diferentes aplicaciones, focalizando el esfuerzo tecnológico en proyectos de valor estratégico para la Sociedad.

En el área de transporte de gas se han realizado trabajos para asegurar la continuidad del suministro y la eficiencia técnica y económica, garantizando los máximos niveles de seguridad y de respeto medioambiental.

ENAGÁS, S.A.

DILIGENCIA: Para hacer constar por el Secretario del Consejo de Administración DON LUIS PÉREZ DE AYALA BECERRIL, que el Consejo de Administración en la sesión de 22 de febrero de 2006 formuló el Informe de Gestión, constando en todas las hojas la firma del que suscribe a efectos de identificación, así como el sello de la Sociedad, todo ello en las hojas números 1 y 2.

A continuación, todos los miembros del Consejo de Administración de la Sociedad firman el citado documento rubricando la presente hoja número 3, que queda incorporada como anexo al Informe de Gestión de la Sociedad correspondiente al ejercicio de 2005.

No obstante, y a los efectos de lo dispuesto en el artículo 171.2 de la LSA, se hace constar que el informe de gestión no ha sido firmado por los Consejeros D. Jesús David Alvarez Mezquiriz y Sir Robert Malpas, por no asistir ninguno de ellos a la sesión en que este documento fue formulado y por encontrarse fuera de territorio español, habiendo sido imposible recabar su firma.

proj

Enagás, S.A. y Sociedades

Dependientes

Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2005 e Informe de Gestión Consolidado, junto con el Informe de Auditoría independiente

Deloitte

Plaza Pablo Ruiz Picasso, 1 Torre Picasso 28020 Madrid Espana

Tel .: +34 915 14 50 00 Fax: +34 915 14 51 80 +34 915 56 74 30 www.deloitte.es

INFORME DE AUDITORÍA DE CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS

A los accionistas de Enagás, S.A .:

1. Hemos auditado las cuentas anuales consolidadas de Enagás, S.A. y Sociedades Dependientes que comprenden el balance de situación consolidado al 31 de diciembre de 2005 y la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, el estado de flujos de efectivo consolidado, el estado de cambios en el patrimonio neto consolidado y la memoria de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado en dicha fecha, cuya formulación es responsabilidad de los Administradores de la Sociedad Dominante. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre las citadas cuentas anuales consolidadas en su conjunto, basada en el trabajo realizado de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en España, que requieren el examen, mediante la realización de pruebas selectivas, de la evidencia justificativa de las cuentas anuales consolidadas y la evaluación de su presentación, de los principios contables aplicados y de las estimaciones realizadas.
1. Las cuentas anuales consolidadas adjuntas del ejercicio 2005 son las primeras que el Grupo prepara

aphicando las normas internacionales de contabilidad adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE), que requieren, con carácter general, que los estados financieros presenten información comparativa. En este sentido, y de acuerdo con la legislación mercantil, los Administradores de la Sociedad Dominante presentan, a efectos comparativos, con cada una de las partidas del balance de situación, de la cuenta de pérdidas y ganancias, del estado de flujos de efectivo, del estado de cambios en el patrimonio neto y de la memoria de cuentas anuales, además de las cífras consolidadas del ejercicio 2005, las correspondientes al ejercicio anterior, que han sido obtenidas mediante la aplicación de las NIIF-UE vigentes al 31 de diciembre de 2005. Consecuentemente, las cifras correspondientes al ejercicio anterior difieren de las contenidas en las cuentas anuales consolidadas aprobadas del ejercicio 2004 que fueron formuladas conforme a los principios y normas contables vigentes en dicho ejercicio, detallándose en la nota 32 de la memoria de cuentas anuales consolidadas adjunta las diferencias que supone la aplicación de las NIF-UE sobre el patrimonio neto consolidado al 1 de enero y al 31 de diciembre de 2004 y sobre los resultados consolidados del ejercicio 2004 del Grupo. Nuestra opinión se refiere exclusivamente a las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2005. Con fecha 18 de febrero de 2005 emitimos nuestro informe de auditoría acerca de las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2004, formuladas conforme a los principios y normas contables vigentes en dicho ejercicio, en el que expresamos una opinión favorable.

Deloitte, S.L. Inscrita en el Registro Mercantil de Madrid, Tomo 13.650, folio 188, sección 8, hoja M-54414. inscripción 96, C.I.F.: B-79104469. Domicilio Social: Plaza Pablo Ruiz Picasso, 1, Torre Picasso - 28020 Madrid Member of Deloitte Touche Tohmatsu 3. En el epígrafe "Deudores Varios" de las cuentas anuales consolidadas adjuntas, se encuentran registrados 25.522 miles de euros correspondientes al importe estimado por Enagás, S.A. como pendiente de liquidación por parte del Organismo Regulador competente en concepto de ingresos por las actividades reguladas del ejercicio 2002, así como 17.394 miles de euros y 10.114 miles de euros correspondientes a los ejercicios 2003 y 2004, respectivamente.

No obstante lo anterior, y aún cuando, al menos, el plazo correspondiente para el ejercicio 2002 finalizó durante el ejercicio 2005, a la fecha actual no se ha puesto de manifiesto por parte del Organismo Regulador el importe que, de forma definitiva, será liquidado a Enagás, S.A. ni a ningún otro agente del Sector, en relación con los importes tenidos en cuenta en el cálculo de las tarífas, peajes y cánones por concepto de los déficit considerados.

Por tanto, si bien existe un reconocimiento por parte del Organismo Regulador de la existencia de unos importes pendientes de liquidar de los ejercicios 2002 y 2003, a la fecha de emisión de este informe no podemos conocer el porcentaje que corresponderá a Enagás, S.A. de las cantidades consideradas ni, por consiguiente, podemos emitir una conclusión definitiva sobre la recuperabilidad total o parcial de los importes registrados en las cuentas anuales consolidadas adjuntas, indicados anteriormente, en concepto de importes pendientes de liquidación por parte del Organismo Regulador competente de los ejercicios 2002, 2003 y 2004.

En nuestra opinión, excepto por los efectos de cualquier ajuste que pudiera ser necesario su se conociera el desenlace final de la incertidumbre descrita en el párrafo 3 anterior, las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2005 adjuntas expresan, en todos los aspectos significativos, la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situación financiera consolidada de Enagás, S.A. y Sociedades Dependientes al 31 de diciembre de 2005 y de los resultados de sus operaciones, de los cambios en el patrimonio neto consolidado y de sus flujos de efectivo consolidados correspondientes al ejercicio anual terminado en dicha fecha y contienen la información necesaria y suficiente para su interpretación y comprensión adecuada, de conformidad con las normas internacionales de información financiera adoptadas por la Unión Europea que guardan uniformidad con las aplicadas en la preparación de los estados financieros correspondicntes al ejercicio anterior que se han incorporado a las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2005 a efectos comparativos.

El informe de gestión consolidado adjunto del ejercicio 2005 contiene las explicaciones que los Administradores de la Sociedad Dominante consideran oportunas sobre la situación del Grupo, la evolución de sus negocios y sobre otros asuntos y no forma parte integrante de las cuentas anuales consolidadas. Hemos verificado que la información contable que contiene el citado informe de gestión concuerda con la de las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2005. Nuestro trabajo como auditores se limita a la verificación del informe de gestión consolidado con el alcance mencionado en

este mismo párrafo y no incluye la revisión de información distinta de la obtenida a partir de los registros contables de Enagás, S.A. y Sociedades Dependientes.

DELOITTE, S.L. Inscrita en el R.O.A.C. Nº S0692

Jesús María Navarro

23 de febrero de 2006

Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al Ejercicio anual terminado el 31 de Diciembre de 2005.

ENAGÁS S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES BALANCES DE SITUACIÓN CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004 (Expresado en miles de euros)

●

Activo	Notas	31.12.2005	31.12.2004
ACTIVOS NO CORRIENTES		2.813.5031	2.619.562
Activos intangibles	5	29.600	30.508
Inversiones inmobiliarias		677	711
Inmovilizaciones materiales	റ	2.737.142	2.543.094
Activos financieros no corrientes	8	28.211	26.918
Activos por impuestos diferidos	20	17.873	18.331
ACTIVOS CORRIENTES		412.116	481.845
Existencias	10	2.345	2.384
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	ਰੇ	402.111	437.309
Otros activos financieros corrientes	8	3.849	3.919
Activos por impuestos corrientes	9 y 20	51	33.417
Otros activos corrientes		2.374	2.789
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes		1.386	2.027
TOTAL GENERAL		3.225.619	3.101.407

FONDOS PROPIOS	11	1.110.429	997.840
Capital suscrito		358.101	358.101
Reservas		599.565	512.656
Resultado del ejercicio		190.960	158.118
Dividendo activo a cuenta		(38.197)	(31.035)
PASIVOS NO CORRIENTES		1.588.051	1.435.809
Deudas con entidades de crédito	15	1.495.874	1.330.125
Otros pasivos financieros	16 у 18	28.917	39.444
Pasivos por impuestos diferidos	20	2.374	2.673
Provisiones	14	16.607	13.257
Otros pasivos no corrientes	13	44.279	50.310
PASIVOS CORRIENTES		527.139	667.758
Deudas con entidades de crédito	15	22.563	61.967
Otros pasivos financieros	16 у 18	16.808	18.636
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar		394.994	522.151
Pasivos por impuestos corrientes	20	51.873	31.798

ENAGÁS S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES CUENTAS DE RESULTADOS CONSOLIDADAS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004 (Expresado en miles de euros)

	Notas	31.12.2005	31.12.2004
Compra-Venta de gas mercado regulado	21	(6.398)	(8.653)
Ingresos por actividades reguladas	21	652.609	562.495
Ingresos por actividades no reguladas	21	15.437	14.319
Otros ingresos de explotación	21	19.253	30.769
Gastos de personal	22	(58.198)	(55.886)
Dotaciones a amortizaciones	5 у 6	(145.601)	(124.053)
Otros gastos de explotación	22	(144.278)	(143.918)
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN		332.824	275.073
Ingresos financieros e ingresos asimilados	23	2.656	2.948
Gastos financieros y gastos asimilados	റ്റ് 3	(43.054)	(35.367)
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS DE OPERACIONES CONTINUADAS		292.426	242.654
Impuesto sobre las ganancias	20	(101.466)	(84.500)
RESULTADO DEL EJERCICIO DE OPERACIONES CONTINUADAS		190.960	158.154
Rdo.después de impuestos de las actividades interrumpidas		1	(36)
RESULTADO DEL EJERCICIO		190.960	158.118
Atribuible a :
Sociedad Dominante		190.9601	158.118
BENEFICIO NETO POR ACCION BENEFICIO NETO POR ACCION DILUIDO	12	0.80 0,80	0,66 0,66

●

Las Notas 1 a 33 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de la Cuenta de Resultados consolidada a 31 de diciembre de 2005.

. . . . .

apital
de social y Prima	Resto de	actualización Reserva de	cobertura de va de Resen	Resultados ejercicios		Dividendo
Emisión	reservas	CNE deuda	flows cash	ores anteri	Resultados	cuenta g	Total
				(690)	42.019	(28.648)	929.098
					778) l
					174) (67.
					847) ี , }
							207
					010) ﺎ (T	8 28.64	(42.362)
					8.790


							(204)
							71

							(26.533)
							1.837
							8.644
					8 . 11 58 ﺎ		58.118
						(31.035)	(31.035)
				(690	.118 રેક	.035) (31	997.840


					638) (78.
					( 901 (8.
							658
					(79.063)	e 31.03	(48.028)
					.484 6


							71
							(25)

							(4.145)
							15.145
							(3.850)
					.960 190		190.960
						(38.197)	(38.197)
				(690)	190.960	(38.197)	.110.429

R.volur Saldo R.lega Divider Divider Impues Opera Resulta Traspa Impues R.legal R.soc. Divider de pér Cambi Opera Resulta Traspa Impues Result R.volu R.soc. Result de pér Divider Saldo Distrib Result Cambi Divider Divider Result Saldo Distril Impues Otros Otros

ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO EN LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004 Expresado en miles de euros

	2005	2004
RESULTADO CONSOLIDADO ANTES DE IMPUESTOS	292.426	242.654
Ajustes al resultado consolidado	140.688	124.723
Amortización de activos fijos	145.601	124.053
Movimiento en provisiones	3.338	5.808
(Beneficios) / perdidas en la venta de inmovilizado	(3.410)	(19)
Variación en ingresos a distribuir en varios ejercicios	(6.186)	(6.491)
Variación en ajustes por periodificación	661	1.238
Otros ajustes	684	134
Variación del capital circulante operativo	(58.267)	94.564
(Incremento) / disminución de existencias	39	22
(Incremento) / disminución de deudores	68.318	(68.566)
lncremento / (disminución) de proveedores y acreedores	(126.624)	162.591
(Incremento) / disminución de otros créditos		517
Variación impuesto sobre las ganancias a pagar	(81.232)	(90.890)
FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACION	293.615	371.051
(Inversiones) en capital	(358.667)	(462.934)
Subvenciones de capital recibidas	18.460	1.076
Cash flow procedente de la venta de activos de capital	4.943
(Incremento) / disminución en inmovilizado financiero	(5.073)	11.043
FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSION	(340.337)	(450.815)

●

Incremento / (disminución) en préstamos distintos de descubiertos en cta	128.777	157.133
Dividendos pagados	(79.063)	(71.010)
Incremento / (disminución) de Otras deudas	(3.633)	(8.909)
FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACION	46.081	77.214
FLUJOS NETOS TOTALES DE EFECTIVO	(641)	(2.550)
Efectivo y otros medios liquidos equivalentes al principio del periodo	2.027	4.577
EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES AL FINAL DEL PERIODO	1.386	2.027
Las Notas 1 a 33 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Flujos de Efectivo consolidado

a 31 de diciembre de 2005.

ENAGAS, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES

Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al Ejercicio terminado el 31 de Diciembre de 2005

1. Actividad del Grupo

La Sociedad Dominante Enagás, S.A. es una sociedad constituida en España de conformidad con la Ley de Sociedades Anónimas, siendo su objeto social la importación, adquisición y venta de gas natural en el mercado nacional regulado, así como su regasificación, almacenamiento y transporte tanto para el mercado regulado como para el liberalizado. Su domicilio social se encuentra en Paseo de los Olmos, nº 19 28005 Madrid.

Adicionalmente a las operaciones que lleva a cabo directamente, Enagás, S.A. es cabecera de un grupo de entidades que incluyen participaciones en negocios conjuntos, que se dedican a actividades diversas y que constituyen, junto con Enagás, S.A., el Grupo Enagás (en adelante, el Grupo). Consecuentemente, Enagás, S.A. está obligada a elaborar, además de sus propias Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo.

Las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo del ejercicio 2004 según normativa contable española, fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de abril de 2005. Estas cuentas anuales se elaboraron de acuerdo con los principios contables y, por lo tanto, no coinciden con los importes del ejercicio 2004, incluidos en estas cuentas anuales, que han sido elaboradas conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera (véase en Nota 32 la reconciliación del patrimonio y resultado del ejercicio, junto con una descripción de los principales ajustes).

Las cuentas anuales consolidadas del Grupo y las de cada una de las entidades integrantes del mismo, correspondientes al ejercicio 2005, que han servido de base para la preparación de estas cuentas anuales consolidadas, se encuentran pendientes de aprobación por sus respectivas Juntas Generales de Accionistas. No obstante, los Administradores entienden que dichas cuentas anuales serán aprobadas conforme están presentadas.

Estas cuentas anuales consolidadas se presentan en miles de euros (salvo mención expresa) por ser ésta la moneda funcional del entorno económico principal en el que opera el Grupo Enagás.

Bases de presentación de las cuentas anuales y principios de consolidación

2.1. Principios contables

Las cuentas anuales consolidadas del Grupo Enagás del ejercicio 2005 han sido formuladas por los Administradores, en reunión del Consejo de Administración celebrada el día 22 de febrero de 2006, de acuerdo con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante, "NIF"), según han sido adoptadas por la Unión Europea, de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo.

Estas Cuentas Anuales muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera del Grupo al 31 de diciembre de 2005, y de los resultados de sus operaciones, de los cambios en el patrimonio neto y de los flujos de efectivo, que se han producido en el Grupo en el ejercicio terminado en esa fecha.

Las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio 2005 del Grupo Enagás han sido preparadas a partir de los registros de contabilidad mantenidos por la Sociedad y por las restantes entidades integradas en el Grupo.

La Cuentas Anuales Consolidadas de 2004 que se incluyen a efectos comparativos también han sido elaboradas de acuerdo con lo establecido en las NIF adoptadas por la Unión Europea de forma consistente con las aplicadas en el ejercicio 2005.

Las sociedades del Grupo cierran el ejercicio el 31 de diciembre siendo las cuentas a dicha fecha las utilizadas en la consolidación a excepción de Gasoduto Braga-Tuy, S.A. y Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga, S.A., que por razones de fecha en la aprobación de estas Cuentas Anuales y la inmaterialidad que ello supone, la consolidación de estas sociedades está realizada con datos al cierre del 30 de noviembre de 2005.

En la Nota 3 se resumen los principios contables y criterios de valoración más significativos aplicados en la preparación de las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo del ejercicio 2005.

2.2. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas

La información contenida en estas cuentas anuales es responsabilidad de los Administradores del Grupo.

En las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio 2005 se han utilizado ocasionalmente estimaciones realizadas por la Alta Dirección del Grupo y de las entidadas - ratificadas posteriormente por su Administradores - para cuantificar algunos de los activos, pasivos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones se refieren a:

· La vida útil de los activos materiales e intangibles (Nota 3).
· La valoración de activos para determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos (Nota3-5),
· Previsiones de facturas pendientes de formalizar.
· Provisiones por depreciación de repuestos de inmovilizado material.
· Las cuentas pendientes de liquidación de ejercicios anteriores con la Administración (Nota 9),

A pesar de que estas estinaciones se realizaron en función de la mejor información disponible al 31 de dicientre de 2005 sobre los hechos analizados, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja) en próximos ejercicios; lo que se haría, conforme a lo establecido en la NC 8, de forma prospectiva reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes Cuentas de Resultados Consolidadas.

2.3 Principios de consolidación

Las Sociedades participadas por Enagás, S.A. que han sido incluidas en el perimetro de consolidación están dedicadas al transporte de gas.

Las Cuentas Anuales de las entidades multigrupo se consolidan con las de la Sociedad por aplicación del método de integración proporcional; de tal forma que la agregación de saldos y las posteriores tienen lugar, solo, en la proporción que la participación del Grupo representa en relación con el capital de estas entidades.

La consolidación se ha llevado a cabo según el siguiente proceso:

a. El método de integración proporcional para las sociedades multigrupo gestionadas conjuntamente con Transgas, S.A., (empresa portuguesa).

b. Transacciones entre sociedades incluidas en el perimetro de consolidación: Se han eliminado en el proceso de consolidación los créditos, ingresos y gastos y los resultados por operaciones con otras sociedades del Grupo en la proporción que representa la participación de Enagás, S.A. en el capital de aquellas.

c. Homogeneización de criterios: En las sociedades participadas en las que se sigue un criterio de contabilización y valoración distinto al del Grupo, se ha proceso de consolidación a su ajuste, siempre que su efecto fuera significativo, con el fin de presentar los estados financieros consolidados en base a normas de valoración homogeneas.

d. Conversión de estados financieros en moneda extranjera: Todas las Sociedades incluidas en el perimetro de consolidación, registran sus cuentas en euros, por lo que no ha sido necesario realizar conversión de estados financieros en moneda extranjera.

e. Eliminación de dividendos: Se consideran dividendos internos los registrados como ingresos del ejercicio de una Sociedad del Grupo que hayan sido distribuidos por otra perteneciente al mismo.

Los dividendos recibidos por Sociedades del Grupo correspondientes a beneficios distribuidos de ejercicios anteriores se eliminan considerándolos reservas de la sociedad perceptora y se incluyen dentro del epígrafe de Reservas consolidación.

En la Nota 33 se resumen las significativas de los negocios conjuntos del Grupo en vigor al cierre del ejercicio 2005.

3. Normas de valoración

Las principales normas de valoración utilizadas en la elaboración de las cuentas anuales consolidadas adjuntas han sido las siguientes:

Activos intangibles വ

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 pérdidas por delerioro

que hayan experimentado.

Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones de las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores son similares a los aplicados para los activos materiales (ver Nota 3c).

Las concesiones sólo pueden ser incluidas en el activo cuando hayan sido adquiridas por la empresa a título oneroso en aquellas concesiones susceptibles de traspaso, o por el importe de los gastos realizados para su obtención directa del Estado o de la Entidad Pública correspondiente. Si se dan las circunstancias de incumplimiento de condiciones, que hacen perder los derivados de una concesión, el valor contabilizado para la misma se saneará en su totalidad, al objeto de anular su valor neto contable. Dichas concesiones se amortizan en función de la vida útil de las mismas.

Los costes de adquisición y desarrollo incurridos en relación con los sistemas informáticos básicos en la gestión del Grupo se registran con cargo al epigrafe "Otros activos intangibles" del Balance de Situación Consolidado. Los costes de mantenimiento de los sistemas informáticos se registran con cargo a la Cuenta de Resultados Consolidada del ejercicio en que se incurren.

Los activos intangibles con vida definida se amortizan en función de la misma, que equivalen a los porcentajes de amortización siguientes:

	Porcentaje anual	Vida útil
Gastos de desarrollo Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares	50% 20%-1,28%	2 5-78
Aplicaciones Informáticas	25%

El Grupo sigue la política de registrar como gastos en la Cuenta de Resultados Consolidada todos los costes de investigación y aquellos costes de desarrollo en los cuales no se puede establecer la viabilidad tecnológica y comercial de los mismos. El investigación y los gastos de desarrollo que se han imputado como gastos en la Cuenta de Resultada adjunta asciende a 581 miles de euros en 2005 y 1.038 miles de euros en 2004.

D. Inmovilizado material

Los bienes 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 a coste de adquisición menos su amortización acumulada y las pérdidas por deterioro que hayan experimentado, con excepción de la revalorización efectuada como consecuencia de la actualización de balances realizada en el ejercicio de 1996 en Enagás, S.A.

Los costes capitalizados incluyen:

Los gastos financiación de los proyectos de infraestructura devengados únicamente durante el período de construcción en obras si éste es superior al año, siendo la tasa media de capitalización utilizada para deterninar el importe de los costes por intereses a capitalizar durante el ejercicio 2005 de 3,39% (2,72% en 2004).
Los gastos de personal relacionados directamente con las obras en curso. Los importes capitalizados por estos conceptos se registran en la Cuenta de Resultada adjunta correspondiente al ejercicio 2005 neteando los costes de personal por un importe de 8.181 miles de euros (7.082 miles de euros en 2004).

Los desembolsos futuros, a los que el Grupo deberá hacer frente en relación a la obligación de desmantelar 3. determinados activos fijos tangibles correspondientes al almacenamiento de Serrablo al final de su vida útil. El importe en libros de dichos activos incluye una estimación del valor presente a la fecha de adquisición de los costes que supondrán para el Grupo las tareas de desmantelamiento, registrándose con abono al epígrafe "Provisiones a largo plazo" (Nota 15) del Balance de Situación Consolidado. Adicionalmente, dicha provisión ha sido objeto de actualización en los periodos siguientes a su constitución.

Los costes de renovación, ampliación o mejora son incorporados al activo como mayor valor del bien exclusivamente si suponen un aumento de su capacidad, productividad o prolongación de su vida útil, deduciéndose en su caso el valor neto contable de los bienes sustituidos.

Los gastos periódicos de mantenimiento, conservación, se imputan a resultados, siguiendo el principio del devengo, como coste del ejercicio en que se incurren.

Los bienes en construcción destinados a la producción, al alquiler o a fines administrativos, o a otros fines aún por determinar, se registran a su precio de coste, deduciendo las pérdidas por deterioros de valor reconocidas. El coste incluye, con respecto a activos cualificados, los costes por intereses capitalizados de conformidad con la política contable del Grupo. La amortización de estos activos, al igual que la de otros activos inmobiliarios, comienza cuando los activos están listos para el uso para el que fueron concebidos.

Se registra como Inmovilizado material el gas inmovilizado no extraíble preciso para la explotación de los almacenamientos subterráneos de gas natural, (gas colchón) amortizándose en el período de vida útil del almacenamiento subterráneo o en el período de arrendamiento si éste es menor.

La amortización se calcula según su vida útil estimada, aplicando el método lineal, sobre el coste de adquisición de los activos menos su valor residual, entendiéndose que los que se asientan los edificios y otras construcciones tienen una vida útil indefinida y que, por tanto, no son objeto de amortización.

Las dotaciones anuales en concepto de amortización de los activos materiales se realizan con contrapartida en la Cuenta de Resultados Consolidada y, básicamente, equivalen a los porcentajes de amortización siguientes, determinados en función de la vida útil estimada, como promedio, de los diferentes elementos:

	Porcentaje anual	Vida útil
Construcciones	3%-2%	33,33-50
Instalaciones técnicas (red de transporte)	5%-3.33%	20-30
Depósitos	5%	20
Almacenes subterraneos	4%	25
Otras instalaciones técnicas y maquinaria	12%-5%	8,33-20
Utiles y herramientas	30%	3,33
Mobiliario y enseres	10%	10
Equipos para procesos de información	25%	प
Elementos de transporte	16%	6,25

Los Administradores del Grupo consideran que el valor contable de los activos no supera el valor recuperable de los mismos, calculando éste en base a los flujos de caja descontados futuros que generan dichos activos.

El beneficio o pérdida resultante de la enajenación o el retiro de un activo se calcula como la diferencia entre el beneficio de la venta y el importe en libros del activo, y se reconoce en la Cuenta de Resultados en el epigrafe "Otros ingresos / gastos de explotación".

Las subvenciones oficiales relacionadas con el inmovilizado material se consideran menor coste de adquisición del inmovilizado material y se llevan a resultados a lo largo de las vidas útiles previstas de los activos correspondientes como una menor amortización del inmovilizado afecto.

Deterioro de valor de activos materiales e inmateriales C.

A la fecha de cierre de cada ejercicio, o en aquella fecha en que se considere necesario, se analiza el valor de los activos para determinar si existe algún indicio de que dichos activos hubieran sufrido una pérdida por deterioro. En caso de que exista algún indicio se realiza una estimación del importe recuperable de dicho activo para determinar, en su caso, el importe del saneamiento necesario. Si se trata de activos identificables que no generan flujos de caja de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la Unidad Generadora de Efectivo a la que el activo pertenece.

El importe recuperable es el mayor entre el valor de mercado minorado por el coste necesario para su venta y el valor en uso, entendiendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para el cálculo del valor de recuperación del inmovilizado material, el valor en uso es el criterio utilizado por el Grupo en prácticamente la totalidad de los casos.

Para estimar el valor en uso, el Grupo prepara las previsiones de fujos de caja futuros antes de impuestos a partir de los presupuestos más recientes aprobados por los Administradores del Grupo. Estos presupuestos incorporan las

mejores estimaciones disponibles de ingresos y costes de las Unidades Generadoras de Efectivo utilizando las previsiones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras.

Estas previsiones cubren los próximos cinco años estimándose los años futuros aplicando tasas de crecimiento razonables que, en ningún caso, son crecientes ni superan a las tasas de crecimiento de los años anteriores.

Para calcular el valor actual, estos flujos se descuentan a una tasa, antes de impuestos, que recoge el coste de capital del negocio y del área geográfica en que se desarrolla. Para su cálculo se tiene en cuenta el coste actual del dinero y las primas de riesgo utilizadas de forma general entre los analistas para el negocio y zona geográfica.

En el caso de que el importe recuperable sea inferior al valor neto en libros del activo, se registra la correspondiente provisión por pérdida por deterioro por la diferencia, con cargo al epigrafe "Amortizaciones" de la Cuenta de Resultados Consolidada.

Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en ejercicios anteriores son revertidas cuando se produce un cambio en las estimaciones sobre su importe recuperable aumentando el valor del activo con abono a resultados con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido de no haberse realizado el saneamiento.

La práctica totalidad del inmovilizado material corresponde a los activos de transporte, regasificación y almacenamiento de gas, así como aquellos necesarios para el desarrollo de sus actividades reguladas de compraventa de gas a clientes regulados y Gestor Técnico del Sistema. En apicación de la NIC 36 y considerando que no existen indicios de deterioro de valor de los activos registrado en balance, la Sociedad ha considerado que dicho análisis de deterioro no resulta necesario en el ejercicio 2005.

ਾਂ Arrendamientos operativos

En las operaciones de arrendamiento operativo, la propiedad del bien arrendado y sustancialmente todos los riesgos y ventajas que recaen sobre el bien permanecen en el arrendador.

Cuando las enfidades consolidadas actúan como arrendatarias, los gastos del arrendamiento incluyendo incentivos concedidos, en su caso, por el arrendador, se cargan linealmente a sus Cuentas de Resultados Consolidadas.

Activos financieros e.

Los activos financieros se reconocen en el balance de situación cuando el Grupo se convierte en una de las partes de las disposiciones contractuales del instrumento.

Los activos financieros mantenidos por las sociedades del Grupo se clasifican según las siguientes categorías establecidas por las Normas Internacionales de Información Financiera:

Préstamos y cuentas a cobrar: Se registran a su coste amortizado, correspondiendo éste básicamente al efectivo entregado, menos las devoluciones del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados en el caso de los préstamos, y al valor actual de la contraprestación realizada en el caso de las cuentas por cobrar.
Activos financieros mantenido: Aquellas que el Grupo Enagás tiene intención y capacidad de conservar hasta su finalización, y que también son contabilizadas a su coste amortizado.
- Inversiones disponibles para la venta: Son el resto de inversiones que no encajan dentro de las categorías anteriores Estas inversiones figuran en el Balance de Situación Consolidado por su valor razonable cuando

es posible determinarlo de forma fiable. Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fiscal, se registran con cargo o abono al epigrate "Patrimonio neto: reserva por revaluación de activos y pasivos no realizados" del Balance de Situación Consolidado, hasta el momento en que se produce la enajenación de estas inversiones, en el que el importe acumulado en este epigrafe referente a dichas inversiones es imputado integramente a la Cuenta de Resultados Consolidada. En caso de que el valor razonable sea inferior al coste de adquisición, la diferencia se registra directamente en la Cuenta de Resultados Consolidada.

Dentro de las inversiones disponibles para la venta, el grupo tienen registrado un Fondo de Inversión Mobiliario para cubrir obligaciones devengadas en concepto de Permanencia. Dicho fondo se valora a valor razonable de acuerdo con su cotización en el mercado en cada cierre contable. Si bien dicho fondo se crea para dar cobertura a la provisión por premio de permanencia a la que va asociado, las variaciones de valor del fondo, suponen variaciones por el mismo importe en la provisión asociada al mismo.

La inversiones a vencimiento y los préstamos y cuentas a cobrar originados por las sociedades se valoran a su coste amortizado reconociendo en la Guenta de Resultados los intereses devengados en función de su tipo de interés efectivo.

Efectivo y otros medios líquidos equivalentes

Bajo este epigrafe del Balance de Situación Consolidado se registra el efectivo en caja, depósitos a la vista y otras inversiones a corto plazo de alta liquidez que son rápidamente realizables en caja y que no tienen riesgo de cambios en su valor.

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar

Las cuentas a cobrar son valoradas en el momento de su reconocimiento en el Balance de Situación Consolidado a su valor de mercado siendo posteriormente valoradas a coste amortizado utilizando la tasa de interés efecivo.

El Grupo registra las correspondientes provisiones por la diferencia existente entre el importe a recuperar de las cuentas a cobrar y el valor en libros por el que se encuentran registradas. El importe a recuperar de la deuda se calcula mediante el descuento de flujos de caja futuros estimados utilizando la tasa de interes efectivo considerada en el momento inicial de la operación

f. Existencias

El Real Decreto 1716/2004 regula la obligación de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la Corporación de Reservas Estratégicas de productos petroliferos (CORES). En lo relativo al mantenimiento de existencias de gas natural especifica la obligación para todos los agentes del mantenimiento, en propiedad o en régimen de alquiler con uso exclusivo, de una cantidad de gas equivalente a 35 días de consumo de los clientes suministrados por el agente correspondiente.

El gasto del ejercicio 2005 referente a este contrato de arrendamiento asciende a 1.971 miles de euros, registrados en el epigrate de "Otros gastos de explotación" de la Cuenta de Resultados Consolidada adjunta.

Adicionalmente, y al objeto de garantizar el suministro de gas natural en el período invernal, el Organismo Regulador, mediante Resolución Ministerial de 2005, aprobo el "Plan de Actuación Invernal 2005-2006", que establece, en su regla número 5 que:

"El Gestor Técnico del Sistema podrá gestionar como servicio de almacenamiento de GNL para el mercado a tartía el fletamento de buques metaneros hasta un máximo de 160.000 m³ de GNL de capacidad, almacenamiento que se mantendrá en zonas designadas al efecto. Dicho almacenamiento podrá estar disponible desde el primero de diciembre de 2005 hasta el 15 de marzo de 2006, o con anterioridad a la última fecha en caso de que la entrada en operación de nuevas infraestructuras lo permita".

Asímismo, la Disposición Transitoria primera de la Orden ITC/4099/2005, de 27 de diciembre de 2005, reconoce en el cálculo de las tarfías reguladas del ejercició 2006, la previsión de los ingresos regulados correspondientes a esta actuación, al objeto de la imputación de estos costes al mercado regulado.

Enagás, S.A., a finales de diciembre de 2005, disponía por este concepto de una cantidad de, aproximadamente, 154.000 m² embarcada en los buques Methane Artic y Norman Lady, fondeados en las proximidades del estrecho de Gibraltar y disponibles a los efectos estipulados en la citada regla. La fecha prevista de descarga es el próximo mes de marzo, salvo que fuera necesario con anterioridad por razones operativas. Estas existencias deben considerarse a todos los efectos como parte del almacenamiento de existencias de Gas Natural Licuado de Enagas, aún cuando la facturación y contabilización de estas existencias se efectuará en el momento de su descarga.

Los contratos con los mencionados buques metaneros han supuesto en el ejercicio 2005 un gasto por importe de 1.694 miles de euros, registrados en el epigrafe de "Otros gastos de explotación" de la Cuenta de Resultados Consolidada adjunta. Asimismo, Enagás, en virtud a lo indicado en la Disposición Transitoria primera de la Orden lTC14099/2005 anteriormente indicada, ha procedido a efectuar el reconocimiento de los ingresos asociados a esta actuación por idéntico importe de 1.694 miles de euros en concepto de ingresos regulados, registrados en el epigrafe de "Ingresos por actividades reguladas" de la Cuenta de Resultados Consolidada adjunta.

La NGTS-02 define el "Nivel mínimo de llenado de gasoductos" como la cantidad de gas que los sujetos que incorporen gas al Sistema deben aportar con gas de su propiedad al objeto de contribuir al nivel mínimo operativo de las redes de transporte. Dicha cantidad asciende, aproximadamente, a 1 día del caudal máximo diario contratado o reservado por cada usuario. Adicionalmente, de acuerdo a dicha NGTS, los sujetos que aportan gas al sistema tienen derecho a un almacenamiento para la operación comercial en las redes de transporte. Este almacenamiento, que no puede exceder la capacidad útil de la red de gasoducto, corresponde al almacenamiento incluído en el peaje de transporte y distribución menos la cantidad empleada para el nivel mínimo de llenado. Actualmente, este almacenamiento operativo equivale a de otro día de la capacidad contratada.

La Sociedad no tiene existencias en propiedad al cierre del ejercicio. La especial situación ocurrida durante el mes de diciembre de 2005 en la que la capacidad útil de los gasoductos de transporte ha sido inferior a la capacidad comercial reconocida a los agentes (dos días de suministro indicados anteriormente), ha motivado que la Sociedad, como Gestor Técnico del Sistema, en virtud a lo indicado en el apartado 2.4.2 de la NGTS 2 y a las especiales características del mercado a tarfía como agente de cierre, ha situado sus existencias en otros almacenamientos al objeto de respetar los almacenamientos para la operación comercial reconocidos al resto de agentes, a través de los buques mencionados anteriormente.

El resto de las existencias se valoran al menor entre el coste de adquisición y el valor neto realizable. El coste incluye los costes de materiales directos y, en su caso, los costes de mano de obra directa y los gastos generales de fabricación, incluyéndose también los incurridos al trasladar las existencias a su ubicación y

condiciones actuales, en el punto de venta.

La Sociedad realiza una evaluación del valor neto realizable de las existencias al final del ejercicio dotando la óportuna perdida cuando las mismas se encuentran sobrevaloradas. Cuando las circunstancias que previamente causaron la rebaja hayan dejado de existir o cuando exista clara evidencia de incremento en el valor nelo realizable debido a un cambio en las circunstancias, se procede a revertir el importe de la provisión.

இ. Patrimonio neto y pasivo financiero

Los instrumentos de capilal y otros de patrimonio emitidos por la Sociedad se registran por el importe recibido en el patrimonio, neto de costes directos de emisión.

Los pasivos financieros se clasifican contenido de los acuerdos contractuales pactados y teniendo en cuenta el fondo económico.

Los principales pasivos financieros mantenidos por las sociedades del grupo se clasifican como:

Pasivos financieros a valor razonable con cambios en el patrimonio neto, fundamentalmente pasivos negociables: Los Pasivos financieros asociados con activos financieros disponibles para la venta originados como consecuencia de transferencias de activos en las que la entidad cadente ni retiene sustancialmente los riesgos y beneficios de los mismos.
Pasivos financieros a vencimiento: Los pasivos financieros a vencimiento se valoran a su coste amortizado tal y como éste ha sido definido anteriormente.

Los instrumentos de pasivo mantenidos por las sociedades del Grupo son:

· Prestamos bançarios: Los prestamos 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 del devengo en la Cuenta de Resultados utilizando el metodo del interés electivo y se añaden al importe en libros del instrumento en la medida en que no se liquidan en el

periodo en que se producen.

Instrumentos financieros derivados y contabilización de coberturas : Debido a los préstamos con entidades de . credito el Grupo esta expuesto a variaciones en el tipo de interes. Para cubrir estos riesgos, el grupo utiliza contratos de permutas tinancieras sobre flujos de tesorería. No utiliza instrumentos financieros con fines especulativos.

El uso de derivados financieros se rige por las políticas de gestión de riesgos del Grupo aprobadas por el presidente de la compañía, detallándose los principios sobre el uso derivados financieros.

Las vanaciones en el valor razonable de los instrumentos financieros que se han concebido y hecho efectivos como coberturas de futuros flujos de efectivo se reconocen directamente en el patrimonio nelo y la parte que se determina como ineficaz se reconoce de inmediato en la Cuenta de Resultados Consolidada. 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 pértidas asociados al derivado previamente reconocidos en el patrimonio neto se incluyen en la valoración inicial del activo o pasivo. Por el contrario, para las coberturas que no derivan en el reconocimiento de un activo o pasivo, 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.

Las váriaciones del valor razonable de los instrumentos que no cumplen los citerios para la contabilización de coberturas se reconocen en la Cuenta de Resultados Consolidada a medida que se producen.

La contabilización de coberturas es interrumpida cuando el instrumento de cobertura vence, o es vendido, finalizado o ejercido, o deja de cumplir los criterios para la contabilización de coberturas. En ese momento, cualquier beneficio o pérdida acumulado correspondiente al instrumento de cobertura que haya sido registrado en el patrimonio neto se mantiene dentro del patrimorio neto hasta que se produzca la operación prevista. Cuando no se espera que se produzca la operación que está siendo objeto de cobertura, los beneficios o pércidas acumulados netos reconocidos en el patrimonio neto se transfieren a los resultados netos del período.

Los derivados implícitos en otros instrumentos financieros o en otros contratos principales se consideran derivados separados cuando sus nesgos y características no estan estrechamente relacionados con los de los contratos principales y cuando dichos contratos principales no se registran a su valor rezonable con beneficios o pérdidas no realizados presentados en la Cuenta de Resultados Consolidada.

h. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar

Los acreedores comerciales no devengan explícitamente intereses y se registran a su valor nominal.

Clasificación de deudas entre corriente y no corriente .

En el balance de situación consolidado adjunto, las deudas se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como deudas cornentes aquellas con vencimiento igual o inferior a doce meses y como deudas no corrientes las de vencimiento superior a dicho período.

Los crédios con vencimiento superior a 12 meses son actualizados a un tipo de interés. El tipo de interés de referencia utilizado es el 3,39%.

Obligaciones por prestaciones por retiro

El fondo de pensiones externo de Enagás, S.A. se constituye de acuerdo con el Plan de Pensiones firmado y adaptado a la Ley de Planes y Fondos de Pensiones. Es un plan de contribución definida que cubre los compromisos adquiridos por la sociedad con el personal activo afectado. Reconoce unos derechos consolidados por servicios pasados y se compromete a la aportación mensual de un porcentaje medio del 6,8% del salario computable. Es un plan de modalidad mixta destinado a cubrir tanto las prestaciones de jubilación, como los riesgos por invalidez y fallecimiento de los partícipes.

K. Indemnizaciones por cese

De acuerdo con la legislación vigente, las entidadas españolas y algunas entidades extranjeras están obligadas a indemnizar a aquellos que sean despedidos sín causa justificada. No existe plan alguno de reducción de personal que haga necesaria la creación de una provisión por este concepto.

Provisiones

Al tiempo de formular las cuentas anuales de las entidadas, sus respectivos Administradores diferencian entre:

Provisiones: saldos acreedores que cubren obligaciones presentes a la fecha del balance surgidas como consecuencia de sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios para las entidades; concretos en cuanto a su naturaleza pero indeterminados en cuanto a su importe y/ o momento de cancelación, y

· Pasivos contingentes: obligaciones posibles surgidas como consecuencia de sucesos pasados, cuya materialización está condicionada a que ocura, o no, uno o más eventos futuros independientes de la voluntad de las entidades consolidadas.

Las cuentas anuales consolidadas del Grupo recogen todas las provisiones con respecto a las cuales se estima que la probabilidad de que se tenga que atender la obligación es mayor que de lo contrario. Los pasivos contingentes no se reconocen en las cuentas anuales consolidadas, sino que se informa sobre los mismos, (Véase Nota 30).

Las provisiones - que se cuantifican teniendo en consideración disponible sobre las consecuencias del suceso en el que traen su causa y son re-estimadas con ocasión de cada cierre contable - se utilizan para afrontar las obligaciones específicas para los cuales fueron originalmente reconocidas; procediendose a su reversión, total o parcial, cuando dichas obligaciones dejan de existir o disminuyen.

Al cierre del ejercicio 2005 se encontraban en curso distintos procedimientos judiciales y reclamaciones entablados contra las entidades consolidadas con origen en el desarrollo habitual de sus actividades. Tanto los asesores legales del Grupo como sus Administradores entienden que la conclusión de estos procedimientos y reclamaciones no producirá un efecto significativo en las cuentas anuales de los ejercicios en los que finalicen.

m. Ingresos diferidos

Los importes recibidos por anticipado en los contratos de transporte de gas natural, se aplican a resultados en función de las unidades transportadas durante el período establecido en dichos contratos.

n. Clasificación de saldos de largo plazo y circulante

En el Balance de Situación Consolidado adjunto los saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como corriente aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no corriente los de vencimiento superior a dicho periodo.

Los débitos con vencimiento superior a 12 meses son actualizados a un tipo de interés de actualización. El tipo de interés de referencia utilizado es 3,39%

0. 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.

Las ventas de gas se reconocen cuando se han transferido sustancialmente todos los riesgos y ventajas.

Los ingresos ordinarios asociados a la prestación de servicios se reconocen igualmente considerando el grado de realización de la prestación a la fecha de balance, siempre y cuando el resultado de la transacción pueda ser estimado con fiabilidad.

Enagás actúa como gestor de la compra-venta de gas a clientes a tarifa, y por dicha actividad percibe una retribución cuyo objetivo es cubrir los costes incurridos en la realización de la misma. En consecuencia los ingresos y los gastos procedentes de la compra-venta de gas para tarifa regulada son eliminados de la Cuenta de Resultados Consolidada, registrándose unicamente el importe de 6.398 miles de euros por el coste de ventas asociado a las mermas de energía del proceso. Adicionalmente, el ingreso procedente de la retribución regulada por gestión de

compra-venta, se encuentra registrado en el epígrafe de "Ingresos por actividades" por importe de 15,819 miles de euros.

Como consecuencia de la normativa que afecta a la sociedad matriz publicada en el BOE el 15 de febrero de 2002 (aplicable a partir del 19 de febrero de 2002), a continuación se detallan los criterios aplicados para el reconocimiento de los ingresos sujetos a la nueva regulación:

El 15 de febrero de 2002 fueron aprobadas por el Ministerio de Economía tres Ordenes Ministeriales por las que se establece el sistema retributivo para las actividades reguladas del sector del gas natural en España, que entraron en vigor el 19 de febrero de 2002. Estas Ordenes establecen la retribución de las actividades reguladas del sector gasista así como las tarifas de gas natural y los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas, publicadas en el Boletín Oficial del Estado con fecha 18 de febrero, entrando en vigor al dia siguiente de su publicación, estableciendo la retribución total a percibir para el resto del año 2002 por las actividades de gestión de compra y venta de gas para el mercado a tarifa, regasficación, almacenamiento y transporte de gas, gestión técnica del sistema y distribución de gas y para todas las empresas que ejercen éstas actividades, así como fórmulas y criterios de actualización y determinación de dichas actividades para los próximos años.

Con fecha 28 de enero de 2005 fueron aprobados por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio tres Órdenes Ministeriales -ITC/102/2005, ITC/104/2005- en las que se actualizaron para el año 2005 dichas tarífas, publicadas con fecha 31 de enero en el Boletin Oficial del Estado, y establecen la retribución a percibir a lo largo del año 2005 por todas las sociedades que ejercen las actividades de regasificación, almacenamiento, transporte o distribución de gas.

Con la aparición de esta normativa se raconoce al Grupo el derecho a obtener una retribución por la realización de las siguientes actividades:

Regasificación y carga de cisternas de GNL
Trasvase de GNL a buques
Almacenamiento
Transporte
Gestión de Compra-Venta de gas destinado al mercado a tarifa
Gestión Técnica del Sistema

Los aspectos más relevantes desde el punto de vista de los ingresos en cuanto al detalle normativo que regula la actividad de Enagás, S.A. se desarrollan en la Nota 4 adjunta.

Los ingresos por intereses se devengan siguiendo un criterio financiero temporal, en función del principal pendiente de pago y el tipo de interés efectivo aplicable, que es el lipo que descuenta exactamente los futuros recibos en efectivo estimados a lo largo de la vida prevista del importe en libros neto de dicho activo.

Los ingresos por dividendos procedentes de inversiones se reconocen cuando los derechos de los accionistas a recibir el pago han sido establecidos.

Reconocimiento de gastos p.

Los gastos se reconocen en la Cuenta de Resultados cuando tiene lugar una disminución en los beneficios económicos futuros relacionados con una reducción de un activo, o un incremento de un pasivo, que se puede medir de forma fiable. Esto implica que el registro de un gasto tiene lugar de forma simultánea al registro del incremento del pasivo o la reducción del activo.

Se reconoce un gasto de forma inmediata cuando un desembolso no genera beneficios económicos futuros o cuando no cumple los requisitos necesarios para su registro como activo.

் Impuesto sobre sociedades

El impuesto sobre sociedades se registra en la Cuenta de Resultada o en las cuentas de patrimonio neto del Balance de Situación Consolidado en función de donde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo hayan originado. Las diferencias entre el valor contable de los activos y su base fiscal generan los saldos de impuestos diferidos de activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales que se espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos se realicen.

Las variaciones producidas en el ejercicio en los impuestos diferidos de activo o pasivo que no provengan de oombinaciones de negocios se registran en la Cuenta de Resultados o directamente en las cuentas de patrimonio del Balance de Situación Consolidado, según corresponda.

Los activos por impuestos diferidos se reconocen unicamente cuando se espera disponer de ganancias fiscales futuras suficientes para recuperar las deducciones por diferencias temporarias.

Las deducciones de la cuota originadas por hechos econfecidos en el ejercicio minoran el gasto devengado por impuesto sobre sociedades, salvo que existan dudas sobre su realización, en cuyo caso no se reconocen hasta su materialización efectiva, o correspondan a incentivos fiscales específicos.

El gasto por impuesto sobre beneficios del ejercicio se calcula mediante la suma del impuesto corriente que resulta de la aplicación del tipo de gravamen sobre la base imponible del ejercicio y después de aplicar las deducciones que fiscalmente son admisibles, más la variación de los activos y pasivos por impuestos diferidos.

Beneficios 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, dicho beneficio básico por acción coincide con el beneficio básico diluido (Nota 12).

ട. Estados de flujos de efectivo consolidados

En los estados de flujos de efectivo consolidados, 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. inversiones a corto plazo de gran liquidez y bajo riesgo de alteraciones en su valor.

Actividades de explotación: actividades tipicas de la entidad, así como otras actividades que no pueden ser calificadas como de inversión o de financiación.

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.

Regulación de retribución

a) Ingresos por la actividad de regasificación, almacenamiento y transporte

La Orden Ministerial 301, de 15 de febrero de 2002, determina los ingresos por las actividades reguladas de regasificación, almacenamiento y transporte, basado en el coste actividades. En particular se establece que el coste acreditado para las actividades de regasficación, transporte y almacenamiento se compone de un coste fijo y un coste variable,

a.1) Coste fijo acreditado. Se delermina en función de los activos en producción. Este coste retribuye los costes de inversión y los costes de explotación de los activos que operan en el sistema gasista.

a.1.1. La retribución de los costes de inversión se compone de lo siguiente:

• Retribución por la amortización de los activos del sistema. Se calcula tomando como base el valor contable de los activos una vez considerada la actualización contable del año 1996 (Real Decreto Ley 7/1996), minorado por las subvenciones recibidas con la finalidad de financiar dichos activos, aplicando a esta diferencia un coeficiente de actualización anual compuesto por la media corregida del Indice del Precios al Consumo y el Indice de Precios Industriales (IPRI). Al valor resultante se le aplica el coeficiente de amortización correspondiente a su vida útil, obteniendo de este modo los ingresos por este concepto. Para los activos totalmente amortizados no se reconoce retribución por amortización.

Para las nuevas infraestructuras que están entrando en servicio, se utiliza como base de cálculo para su retribución por amortización el valor estándar de cada inversión fijada por el regulador, mientras que para aquellas que suponen ampliación, se utiliza como base de cálculo para su retribución por amortización el coste real.

• Retribución financiera del valor de la inversión. Se calcula aplicando una tasa de refribución financiera de la media anual de los Bonos del Estado a 10 años o tipo de interés que lo sustituya, más el 1,5% sobre el valor obtenido en el párrafo anterior. Para los activos totalmente amortizados la tasa de retribución financiera se aplica sobre el 50 % del valor obtenido en el párrafo anterior.

La tasa resultante en el ejercicio 2004 ha sido del 5,64 %, mientras que la correspondiente al ejercicio 2005 ha sido de 5,79 %.

a. 1.2. La retribución de los costes de explotación de los activos del Sistema se calcula en función de los costes acreditados para las instalaciones del sistema gasista en el año 2000 para cada actividad, estandarizados por unidades físicas. A este estándar resultante se le aplica el coeficiente de actualización anual compuesto por la media del Indice del Precios al Consumo y el Índice de Precios Industriales (IPRI), corregida por un factor de 0,85. Estos estándares actualizados aplicados a las unidades físicas dan como resultado los ingresos por este concepto.

a. 1.3. Dado que la regulación en vigor retribuye a Enagás, S.A. por las inversiones realizadas y el coste contable asignable a éstas es la amortización anual que se imputa de forma lineal a la Cuenta de Resultados, se ha establecido el criterio lineal para la imputación a la Cuenta de Resultados Consolidada de estos ingresos correspondientes al coste fijo acreditado. De esta forma se consigue a efectos mensuales la correlación de ingresos (retribución) y gastos (amortización).

a.2) Coste variable acreditado por regasificación y trasvase de GNL a buques.

a.2.1. Se determina en función de los kWh realmente regasificados así como de los cargados en cisternas de GNL en cada periodo y del valor unitario variable de regasfícación en el periodo considerado. Para el ejercicio 2005 este coste ha quedado fijado en 0,000255 euros por kWh regasificado.

a.2.2. Para los servicios de carga de GNL a buques desde plantas de regasificación o de puesta en frio de barcos, se reconoce un coste idéntico al coste variable de regasficación. Para el trasvase de buque a buque el coste es de 80% de dicho valor.

b) Ingresos por Gestión Técnica del Sistema (GTS)

Los ingresos por esta actividad son calculados anualmente en función del coste acreditado para cada año y tienen como finalidad retibuir las obligaciones de Enagás, S.A. como Gestor Técnico del Sistema, entre las que se incluyen coordinar el desarrollo, operación y mantenimiento de la red de transporte, supervisando la seguridad del suministro de gas natural (niveles de almacenamiento y planes de emergencia), llevar a cabo planes para el futuro desarrollo de las infraestructuras gasistas y controlar el acceso de terceros a la red.

Para el año 2005, la cuota destinada a la retribución del GTS que deberán recaudar las empresas titulares de instalaciones de regasificación, transporte, almacenamiento y distribución de gas como porcentaje sobre la facturación de los peajes y cánones asociados al derecho de acceso de terceros a la red, será del 0,53 % para peajes y cánones y del 0,25% para las tarifas, mientras que en el ejercicio 2004 era de 0,62% y 0,30% respectivamente. Dicha cuota se ingresará por las citadas empresas en los plazos y de la forma que se establece en el procedimiento de liquidaciones, en la cuenta que la Comisión Nacional de la Energía en régimen de depósito tiene abierta a estos efectos.

La imputación mensual de los ingresos anteriores, (Ingresos por la actividad de regasificación e Ingresos por la Gestión Técnica del Sistema), a la Cuenta de Resultados Consolidada se realiza siguiendo un criterio lineal.

C) Liquidación de peajes asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas

d) Ingresos por la actividad de Compra-Venta de gas

Por disposición de la Ley de Hicrocarburos, Enagás, S.A. como empresa transportista efectúa la actividad de Compra-Venta de gas para el suministro a compañías distribuídoras y otras transportistas que lo destinen a la venta del mercado a tarifa (regulado) de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto. Para ello, y con esa exclusiva finalidad, Enagás, S.A. adquiere el gas a Sagane, S.A. y a Gas Natural Aprovisionamientos, S.A.

El coste de la compra de gas y el precio de venta se fijan de acuerdo con los siguientes criterios:

Coste de compra de gas. Se denomina Coste de la Materia Prima (CMP) se determina en función de los precios en los mercados intemacionales del crudo y productos petrolíferos, en posición CIF, por parte del transportista con destino al mercado regulado, incluyendo los costes necesarios para el posicionamiento de gas en la red básica. Este coste se calculará trimestralmente en enero, abril, julio y octubre de cada año.
Precio de venta. Se denomina precio de cesión e incluye el coste de la materia prima destinada al mercado a tarifa, los costes de gestión de compra-venta de gas natural y el coste medio de regasificación. El precio de cesión variará en cuanto se modifiquen los precios de coste de materia prima por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas o anualmente, si se modifican la estructura o condiciones de los aprovisionamientos.

El criterio de imputación a la Cuenta de Resultados Consolidada se basa en la facturación a las compañías distribuidoras de los consumos reales mensuales obtenidos de los aparatos de medición. Su imputación a la Cuenta de Resultada se realiza, por lo tanto, siguiendo el criterio de devengo.

e) Ingresos por Gestión de Compra-Venta de gas

Coste total específico por compra-venta de gas. Se calcula apiicando al volumen de gas destinado al mercado a tarifa y valorado al coste medio de la materia prima vendida del periodo anual un porcentaje. El coeficiente establecido tanto para el año 2005 como para el ejercicio 2004 es el 0,005.

Coste de las mermas de gas que se producen en los procesos de regasificación, almacenamiento y transporte del gas destinado al mercado a tarifa, según el siguiente desglose:

· Regasificación: 0,5 % del coste medio de la materia prima destinada al mercado a tarifa para el volumen de gas descargado en las plantas de regasificación con destino al mercado a tarifa.

· Almacenamiento: 2,11 % del coste medio de la materia prima para el volumen de gas inyectado en los almacenamientos subterráneos con destino al mercado a tarifa.

• Transporte: 0,43 % del coste medio de la materia prima para el volumen de gas introducido en el sistema de transporte con destino al mercado a tarifa.

aplicando al volumen de la demanda en el cliente final, valorado al coste medio de la materia prima destinada al mercado a tarifa, el coeficiente de 0,218 por una tasa de coste financiero del Euribor a tres meses del año antenor más un 0,5%. Para el año 2005 se establece en un 2,60% y en 2004 en un 2,98%.

() Sistemas de liquidación

Con fecha 1 de noviembre de 2002, se publica la Orden Ministerial 2.692/2002 de 28 de octubre, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las actividades reguladas y establece el sistema de información que deben presentar las empresas.

a) Desarrollo del Marco Regulatorio

El 11 de octubre de 2005 se publicó la Orden ITC/3126/2005 de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestion técnica del sistema gasista.

Las normas desarrollar las condiciones técnicas básicas de uso de las instalaciones y los procedimientos a seguir por los sujetos que intervienen en el sistema gasista en todas las fases de la operación del sistema, de forma que se garantice la calidad, continuidad y seguridad del suministro, y en consecuencia un funcionamiento más efíciente del sistema gasista. Adicionalmente, las normas marcan la gestión de las instalaciones y los procedimientos básicos de operación del sistema, tanto en condiciones normales como en situación excepcional o de emergencia.

El 19 de noviembre de 2005 se publicó la Ley 24/2005 de Reformas para el impulso de 18 de noviembre que modificó ciertos aspectos de la Ley de Hidrocarburos 34/1998. Entre otros aspectos desaparece el carácter de minimo exigible en las instalaciones sujetas a la planificación obligatoria así como habilita a la CNE para resolver las liquidaciones gas.

Con fecha 30 de noviembre de 2005 se publicó la Resolución General de Política Energética y Minas, aprobada el 28 de noviembre, por la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal 2005-2006, para la operación del sistema gasista. Las principales disposiciones fueron:

· Establecer la variación de existencias máximas permitidas para los transportistas y comercializadores que aporten gas al sistema en los meses del periodo invernal.
Establecer las existencias mínimas de seguridad en el conjunto de los tanques de almacenamiento de gas natural licuado de las plantas de regasificación en los meses del periodo invernal.
· Establecer las reservas de extracción permitidas en almacenamientos subterráneos de los distintos agentes que operan en el mercado.
· Permitir al Gestor Técnico del Sistema gestionar como servicio de almacenamiento suplementario de gas natural licuado para el mercado a tarifa el fletamento de buques metaneros hasta un volumen máximo total de 160.000 m³ de capacidad. Dicho almacenamiento podrá estar disponible desde el 1 de diciembre de 2005 hasta el 15 de marzo de 2006.

Con fecha 27 de diciembre de 2005 han sido aprobadas por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio las Ordenes Ministeriales números ITC/4099, 4100 y 4101/2005 en las que se actualizan para el año 2006 las tarifas, peajes, cánones y retribución de las actividades reguladas del sector gasista, publicadas con fecha 30 de diciembre de 2005 en el Boletín Oficial del Estado, y que establecen la retribución a percibir a lo largo del año 2006 por todas las sociedades que ejercen la actividad de regasficación, almacenamiento, transporte o distribución.

5. Activos Intangibles

La composición y movimiento de los activos intangibles durante los ejercicios 2005 y 2004 ha sido la siguiente:

	Miles de euros
	01.01.05	Altas	31.12.05
Gastos de desarrollo	46		46
Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares	33.025	68	33.093
Aplicaciones Informáticas	12.685	3.0801	15.765
Total	45.756	3.148	48.904

	Miles de euros
	01.01.04	Altas	31.12.04
Gastos de desarrollo		46	46
Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares	32.878	147	33.0251
Aplicaciones Informáticas	9.222	3.4631	12.685
Total	42.100	3.6561	45.756

En el epígrafe de Concesiones del ejercicio 2005 destacan las correspondientes al Puerto de Barcelona por un importe de 3.676 miles de euros y la del Puerto de Huelva por importe de 2.114 miles de euros

Los incrementos de los Gastos de desarrollo del ejercicio 2004 corresponden al Proyecto de Mejoras de Estación de Regulación y Medida, y Estación de Medida.

Con relación a las Aplicaciones Informáticas del ejercicio 2005 destacan el Nuevo modelo informático de red de Enagás de 510 miles de euros, y la Migración de la red de datos de tecnología Token-Ring a Ethernet de 524 miles de euros.

El cargo en la Cuenta de Resultada del ejercicio 2005 y 2004 en concepto de dotación a la amortización del Inmovilizado Inmaterial en el ejercicio 2005 y 2004 ha ascendido a 4.056 y 3.284 miles de euros respectivamente. La composición y movimiento de dicha amortización ha sido el siguiente:

	Amortización Acumulada
Miles de euros	01.01.05	Altas	31.12.05
Gastos de desarrollo	44	(18)	26
Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares	9.124	1.3201	10.444
Aplicaciones Informáticas	6.0801	2.7541	8.834
Total	15.248	4.0561	19.304

(

	Amortización Acumulada
Miles de euros	01.01.04	Altas	31.12.04
Gastos de desarrollo		44	44
Concesiones, patentes, licencias, marcas y similares	7.815	13091	9.124
Aplicaciones Informáticas	4.149	1.931	6.0801
Total	11.964	3.2841	15.248

El importe de los activos intangibles totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2005 y 2004 asciende a 4.437 miles de euros y 2.678 miles de euros respectivamente.

Los bienes del Inmovilizado inmaterial no están afectos a cargas de naturaleza hipotecaria o de otro tipo de gravamen de similar naturaleza.

Inmovilizado Material 6.

El valor contable del inmovilizado material a 31 de diciembre de 2005 y 2004, así como su correspondiente amortización presenta el siguiente detalle:

	Miles de euros
	Coste	Amortización acumulada	Total Neto
Terrenos y construcciones	79.311	(31.474)	47.837
Instalaciones técnicas y maquinaria	3.667.078	(1.237.930)	2.429.148
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	12.158	(10.255)	1.903
Anticipos e inmovilizado en curso	450.103l		450.103
Otro inmovilizado	21.806	(18.586)	3.2201
Subvenciones de capital	(539.831)	160.116l	(379.715)
Provisiones			(9.402)
Saldo a 31 de diciembre de 2004	3.690.625	(1.138.129)	2.543.094
errenos y construcciones	80.895	(33.895)	47.000
Instalaciones técnicas y maquinaria	4.130.570	(1.395.988)	2.734.5821
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	12.910	(10.961)	1.949
Anticipos e inmovilizado en curso	337.542		337.5421
Otro inmovilizado	22.057	(19.836)	2.221
Subvenciones de capital	(558.291)	184.645	(373.646)
Provisiones			(12.506)
Saldo a 31 de diciembre de 2005	4.025.683	(1.276.035)	2.737.142

La composición y movimientos en los ejercicios 2005 y 2004 en el Inmovilizado material y la amortización acumulada han sido los siguientes:

Miles de euros	Inmovilizado Material
	Saldo al 01.01.05	Adiciones	Bajas	Traspasos y otros	Saldo al 31.12.05
Terrenos y construcciones	79.3111	1.5081		76	80.8951
Instalaciones técnicas y maquinaria	3.667.0781	216.2001	(1.674)	248.966	4.130.5701
Otras instalaciones, utiliaje y mobiliario	12.158	752			12.910
Anticipos e inmovilizado en curso	450.103J	136.481		(249.042)	337.542
Otro inmovilizado	21.8061	578	(327		22.057
Subvenciones de capital	(539.831)	(18.460)			(558.291

2001, 108, 2001,	AAA AAE	605 Acc 557.035	A PARTY	N N. Jan. Managar Jacq. In Janu 2007. Mar
		NA BERE E ME E . R. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B. B		MALE BE S. BELL BELL FOR L. LILL

l Miles de euros	Amortización acumulada
	Saldo al 01.01.05	Adiciones	Bajas	Saldo al 31.12.05
Terrenos y construcciones	31.474	2.4211		33.895
Instalaciones técnicas y maquinaria	1.237.930	158.183	(125)	1.395.9881
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	10.2551	706		10.9611
Otro inmovilizado	18.586	1.574	(324)	19.836
Subvenciones de capital	(160.116)	(24.529)		(184.645)
Total	1.138.129	162.884	(449)	1.276.035

Miles de euros	Inmovilizado Material
	Saldo al 01.01.04	Adiciones	Bajas	Traspasos y otros	Saldo al 31.12.04
Terrenos y construcciones	74.7971	4.5141			79.311
Instalaciones técnicas y maquinaria	3.184.135	204.227	(1)	278.717	3.667.0781
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	11.375	783			12.158
Anticipos e inmovilizado en curso	479.9591	248.861		(278.717)	450.103
Otro inmovilizado	21.893	889	(976)		21.806
Subvenciones de capital	(538.755)	(1.076)			(539.831
Total	3.233.404	458.198	(977)		3.690.625

Miles de euros	Amortización acumulada
	Saldo al 31.01.04	Adiciones	Bajas	Saldo al 31.12.04
l errenos y construcciones	28.978	2.496		31.474
Instalaciones técnicas y maquinaria	1.101.745	136.1861	(1)	1.237.930
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario	9.521	734		10.255
Otro inmovilizado	17.935	1.606	(955)	18.586
Subvenciones de capital	(139.752)	(20.364)		(160.116)
Total	1.018.427	120.6581	(956)	1.138.129

Carolina Career Station Comercial Company Comers of Concessional Concessional Concessional Concessional Concessional Concessional Concessional Concessiones (1988) - 1992 - 19

●

En el capítulo de Aumentos de Instalaciones técnicas y maquinaria destacan (representan aproximadamente el 93% del total) la puesta en explotación durante el ejercicio de:

Ampliación de la capacidad de emisión hasta 1.500.000 m² en Planta de Barcelona.
Ampliación de la capacidad de emisión hasta 900.000 m² en Planta de Cartagena.
Ampliación de la capacidad de emisión hasta 1.050.000 m² en Planta de Huelva.
Tercer Tanque 127.000 m³ Planta de Cartagena.
Quinto Tanque 150.000 m³ Planta de Barcelona.
-
Fase II de la Estación de Compresión de Córdoba.
Ampliación Estación de Compresión de Dos Hermanas en Sevilla.
-
-
Gasoducto Cartagena-Lorca Fase II.
Gasoducto Castelnou-Fraga-Tamarite de Litera.
Desdoblamiento Gasoducto Arbós-Tivissa.
Gasoducto Málaga-Estepona tramo II.

En lo que respecta a los Aumentos en Inmovilizaciones en curso podemos mencionar las siguientes instalaciones (representa más del 79%) del total dado de alta en el ejercicio:

Ampliación de la capacidad de emisión 1.200.000 m² en Planta de Cartagena.
Ampliación de la capacidad de emisión 1.350.000 m² en Planta de Huelva.
-
Cuarto tanque de Cartagena. ।
Cuarto tanque de Huelva. l
Sexto tanque de Barcelona. l

Las bajas más significativas del ejercicio 2005 se corresponden con la transmisión a Desarrollo del Cable, S.A. de parte de la red óptica excedentaria ( en tramos que suman 636 Km.), por importe de 1.674 miles de euros y con la baja de vehiculos por importe de 320 miles de euros.

En el apartado de Traspasos se muestran los movimientos del inmovilizado en curso a fijo de aquellos proyectos con puesta en explotación en el ejercicio.

La revalorización del Inmovilizado material incorporada al amparo del Real Decreto Ley 7/1996 de 7 de junio, sobre actualización de balances, tendrá un efecto de 16.173 miles de euros sobre las dotaciones de inmovilizado del ejercicio 2006 y 16.654 miles de euros del ejercicio 2005.

Durante el ejercicio 2005 y 2004 las sociedades han activado como mayor valor del inmovilizado material gastos financieros por importe de 9.086 miles de euros, y 7.053 miles de euros respectivamente.

El impacto de los Trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado ha supuesto un aumento en la inversión de 8.181 miles de euros en el ejercicio 2005 y 7.082 miles de euros para el ejercicio 2004.

El importe total de las disminuciones del epígrafe "Amortización acumulada", corresponde básicamente a la baja de vehiculos por un importe de 320 miles de euros, y a la baja de la red de fibra óptica excedentaria 125 miles de euros.

El importe de los activos materiales en explotación totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2005 ascienden a 308.622 miles de euros y 232.618 miles de euros en el ejercicio 2004.

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.

Las subvenciones de capital recibidas en el ejercicio 2005 corresponden a inversiones de la infraestructura gasista según el detalle siguiente:

Miles de euros	Subvenciones recibidas a 31.12.05	Aplicación a resultados acumulado a 31.12.05	Saldo a 31.12.05
Plantas de Regasificación	76.840.	37.101	39.739
Infraestructuras transporte de gas	465.334	147.545	317.7891
Almacenamientos subterráneos	16.118		16.118
TOTAL	558.292	184.646	373.646

Dichas Subvenciones han sido recibidas de los siguientes Organismos:

l Miles de euros	Subvenciones recibidas a 31.12.05	Aplicación a resultados acumulado a 31.12.05	Saldo a 31.12.05
Fondos estructurales de la Unión Europea	396.609	102.814	293.795
Organismos Oficiales de las CCAA.	47.8351	11.147	36.6881
Estado Español	113.848	70.685	43.1631
TOTAL	558.2921	184.646	373.646

Las altas producidas en el ejercicio 2005 corresponden básicamente al Programa Operativo de Infraestructuras Gasista con fondos estructurales de la Comunidad Económica Europea.

Las subvenciones de capital que serán imputados a resultados en el ejercicio 2006 ascienden aproximadamente a 20.013 miles de euros, aproximadamente. El detalle por imputación temporal del saldo pendiente de aplicación a 31 de diciembre de 2005 es:

	años
	v	2--5	>5
Subvenciones del Estado	2.8981	11.5931	28.672
Subvenciones de Comunidades Autónomas	1.586	6.345	28.756
Subvenciones de FEDER	15.5291	60.932	217.335
Total Subvenciones	20.013	78.8701	274.763

Participaciones en negocios conjuntos 7.

Cabe destacar que durante los ejercicios 2005 y 2004 no ha habido variaciones en las participaciones de las sociedades filíales, de manera que los porcentajes y los saldos mantenidos por la sociedad Enagás, S.A. permanecen del siguiente modo:

	Miles de Euros		% de
	2005	2004	participacion
Gasoducto Al-Andalus, S.A. (España)	23.744	23.744	66.96%
Gasoducto de Extremadura, S.A. (España)	9.732	9.732	51%l
Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga, S.A. (Portugal)	3.195	3.195	12%
Gasoduto Braga - Tuy, S.A. (Portugal)	2.546	2.546	49%
Total bruto	39.217	39.217
Menos: Pérdidas por deterioro
Total neto	39.217	39.217	e

.

Activos Financieros 8.

El desglose del saldo de este capítulo de los Balances de Situación Consolidados, atendiendo a la naturaleza de las operaciones es el siguiente:

	Miles de Euros
	2005		2004
	No Corriente	Corriente	No Corriente	Corriente
Activos financieros mantenidos a vencimiento	181
Préstamos y cuentas a cobrar	19.630	3.849	24.012	3.919
Activos financieros disponibles a la venta	7.925		2.209
l Otros activos financieros	€38		697
Total bruto	28.211	3.849	26.918	3.919
Pérdidas por deterioro
Total neto	28.2111	3.849	26.918	3.919

El movimiento producido en el ejercicio 2005 y 2004 en los activos financieros pertenecientes al Grupo se describe a continuación:

	Miles de euros
	Saldo al 01.01.05	Entradas o dotaciones	Corrección de Salidas, bajas valor contra reservas/ PL	0 reducciones	Saldo al 31.12.05
Activos financieros mantenidos a vencimiento	10	8			18
Préstamos y cuentas a cobrar	27.9311	1.207		(5.659)	23.479
Activos financieros disponibles a la venta	2.199	5.059	667		7.925
Otros activos financieros	697	14		(73)	638
Total Bruto	30.837	6.288	667	(5.732)	32.060
Pérdidas por deterioro
Total Neto	30.837	6.288	667	(5.732)	32.060

	Miles de euros
	Saldo al 01.01.04	Entradas o dotaciones	valor contra reservas/ PL	Corrección de Salidas, bajas 0 reducciones	Saldo al 31.12.04
Activos financieros mantenidos a vencimiento	517	10		(517)	10
Préstamos y cuentas a cobrar	30.864	984		(3.917)	27.931
Activos financieros disponibles a la venta	1.786	330	85	(2)	2.199
Otros activos financieros	587	124		(14))	697
Total Bruto	33.754	1.448	85	(3.919)	Aller, alle aller different 30-837
Pérdidas por deterioro
Total Neto	33.754	1.448	85	(3.919)	30.837

a) Préstamos y cuentas por cobrar generados por la empresa:

Créditos corrientes y no corrientes

El desglose del saldo de este capítulo de los balances de situación consolidados, atendiendo a la naturaleza de las operaciones es el siguiente:

	Miles de euros	Tipo de interés	Vencimiento
Créditos no corrientes:
Créditos a empresas del grupo	23.515l	3,0737%	Sept.-2011
Otros créditos	497
Créditos corrientes:
Créditos a empresas del grupo	3.919	3,0737%	Dic. - 2005
Saldo a 31.12.04	27.931
Créditos no corrientes:
Créditos a empresas del grupo	19.244	3,5605%	Sept.-2011
Otros créditos	386
Créditos corrientes:
Créditos a empresas del grupo	3.849	3,5605%	Dic .- 2005
Saldo a 31.12.05	23.4791

Créditos no corrientes y corrientes incluyen los concedidos por la Sociedad Matriz en concepto de financiación para la construcción de infraestructuras de transporte con vencimiento a largo plazo y valorados a coste amortizado utlizando el método de tipo de interés efectivo. Estos créditos devengan intereses a tipos variables referenciados al tipo BEI más un diferencial de 90 puntos básicos para las sociedades Gasoducto Al-Andalus, S.A. y Gasoducto de Extremadura, S.A., y al coste medio de la deuda de Enagás, S.A. más 32,5 puntos.

El detalle es el siguiente:

Miles de euros	2005	2004

Créditos no corrientes a empresas del grupo:
Gasod. Al-Andalus, S.A.	11.180	12.951
Gasod. de Extremadura, S.A.	2.721	3.771
Gasod. Campo Maior- Leiria- Braga, S.A.	4.425	5.019
Gasod. Braga-Tuy, S.A.	8181	1.774
Total no corrientes	19.244	23.515
Créditos corrientes a empresas del grupo:
Gasod. Al-Andalus, S.A.	2.236	2.158
Gasod. de Extremadura, S.A.	544	629
Gasod. Campo Maior- Leiria- Braga, S.A.	885	837
Gasod. Braga-Tuy, S.A.	184	295
Total corrientes	3.849	3.919

b) Activos financieros disponibles para la venta:

Cartera de valores a largo plazo

La inversión financiera incluida en dicho epígrafe del Balance de Situación Consolidado al 31 de diciembre de 2005, está representada fundamente por una inversión en un Fondo de Inversión Mobiliaria del BBVA.

Dicho fondo se valor a valor razonable de acuerdo con el valor de su cotización en el mercado en cada cierre contable. Si bien, dado que dicho fondo se crea para dar cobertura a la Provisión por premio de permanencia a la que va a asociado, las variaciones de valor del fondo suponen variaciones por el mismo importe en la provisión asociada al mismo.

El valor en libros de dicho fondo al 31 de diciembre de 2005 y 2004 es 7.925 miles de euros respectivamente. La participación a 31 de diciembre de 2005 es del 100%.

Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar

La composición del saldo del epigrafe Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar a la fecha del balance de situación es la siguiente:

	2005	2004

Deudores comerciales:
Clientes por ventas y prestacion de servicios	149.411	125.754
Empresas del grupo, deudores	1.649	1.686
Empresas asociadas, deudores	52.034	125.573
Deudores varios	199.017	184.296
Total	402.1111	437.309

Las paridas de "Empresas del grupo, deudores" y "Empresas asociadas, deudores" corresponden principalmente a ventas de gas natural y servicios de transporte de gas. Los saldos corresponden a entidades de reconocido prestigio y solvencia, y recogen importes que en su conjunto se encuentran dentro de los plazos de vencimiento estipulados.

El saldo de 1.649 miles de euros de "Empresas del grupo, deudores" corresponde a Gasoducto Al-Andalus, S.A. por importe de 737 miles de euros, y a Gasoducto de Extremadura, S.A. por importe de 912 miles de euros. Ambos saldos corresponden a los servicios de transporte de gas a Transgás, S.A. pendientes de cobro a la fecha, consolidados proporcionalmente aplicando el porcentaje de participación de Enagás, S.A. en dichas sociedades.

El saldo de "Empresas asociadas, deudores" a 31 de diciembre de 2005, 52.034 miles de euros, corresponde básicamente a Gas Natural Distribución SDG, S.A. por importe de euros, Gas Natural Comercializadora, S.A. por importe de 16.968 miles de euros, y a Gas Natural Castilla La Mancha, S.A. por importe de 1.724 miles de euros.

Dentro del epígrafe "Deudores varios", el Grupo Enagás S.A., está registrando el saldo pendiente de liquidación correspondiente a la retribución de actividades reguladas del ejercicio 2005 por importe de 141.577 miles de euros. Durante el inicio del ejercicio 2006, a la fecha de formulación de esta Cuentas Anuales Consolidadas, se ha recibido la liquidación número 11 correspondiente a 2005 por importe de 17.358 miles de euros.

Asimismo, a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, se encuentran pendientes de recibir las liquidaciones definitivas de los ejercicios 2002, 2003, y 2004 por importe de 25.522 miles de euros, 17.394 miles de euros y 10.114 miles de euros respectivamente. Los mencionados importes se registran en los Balances de Sítuación Consolidados incluyendo los gastos financieros de su correspondiente actualización financiera. De este modo, los saldos pendientes de liquidación actualizados ascienden a: 25.089 miles de euros, 16.930 miles de euros y 9.428 miles de euros para los ejercicios 2002, 2003, y 2004 respectivamente.

A este respecto, el artículo 13 de la Orden ECO/2692/2002 que establece el procedimiento de liquidaciones, indica que "Las desviaciones que se pongan de manifiesto por la aplicación del procedimiento de liquidaciones, entre los ingresos netos liquidables y las retribuciones acreditadas cada año, serán tenidas en cuenta en el cáculo de las tarifas, peajes y cánones de los 2 años siguientes".

El Grupo mantiene estos saldos pendientes de liquidación por los ejercicios finalizados de 2002, 2003 y 2004 dado que pese a que el Organismo Regulador los haya tenido en consideración para el cálculo de las tarifas, peajes y cánones de ejercicios siguientes, únicamente se podrán liquidar los saldos pendientes por dichos ejercicios una vez sean recibidas las mencionadas liquidaciones definitivas.

La cuenta de Administraciones públicas a 31 de diciembre de 2004 recoge básicamente el saldo deudor por IVA de Enagás, S.A., cuya devolución fue solicitada por la sociedad en enero de 2005 y pagada por la Administración Tributaria durante dicho ejercicio.

Los Administradores consideran que el importe en libros de las cuentas de deudores comerciales y otras cuentas a cobrar se aproxima a su valor razonable.

Riesgo de crédito

Los principales activos financieros del Grupo son saldos de caja y efectivo, deudores comerciales y otras cuentas a cobrar, deudas por inversiones, que representan la exposición máxima del Grupo al riesgo de crédito con los activos financieros. En este sentido, los saldos recogen importes que en su conjunto se encuentran dentro de los plazos de vencimientos estipulados y corresponden a entidades de reconocido prestigio y solvencia.

El Grupo no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito puesto que opera en un entomo regulado con escenarios planificados. No obstante se practican las correcciones que se estiman necesarias para provisionar el riesgo de insolvencias.

10. Existencias

La composición de este epigrafe a 31 de diciembre de 2005 y 2004 corresponde básicamente a materiales para el consumo y reposición de las plantas de regasfícación, almacenamientos y red de gasoductos, (véase nota 3.f.)

11. Patrimonio neto

1 Capital Social

A 31 de Diciembre de 2005 el capital social de la sociedad dominante asciende a 358.101 miles de euros y está representado por 238.734.260 acciones ordinarias, al portador, de 1,5 euros de valor nominal, todas ellas de una misma clase y serie y desembolsadas en su totalidad.

La totalidad de las acciones de la sociedad Enagás, S.A. están admitidas a cotización en las cuatro Bolsas Oficiales Españolas y se contratan en el mercado continuo. La cotización a 30 de diciembre de 2005 de las acciones de la Sociedad Enagás, S.A. se situó en 15,80 euros, alcanzándose el máximo del año el 22 de diciembre con un cierre de 16,00 euros por acción.

Las participaciones más significativas en el capital social de Enagás, S.A. a 31 de Diciembre de 2005 son las siguientes:

Sociedad	Participación en el capital social %
Gas Natural, SDG., S.A.	14,958
Inversiones Cotizadas del Mediterráneo, S.L.	5,027
Sagane Inversiones, S.L.	5,022
JB.P.España, S.A.	5,000
(Caja de Ahorros de Valencia, Castellón y Alicante.	5,000
Cantábrica de Inversiones de Cartera, S.L.	5,000

Tanto la sociedad Inversiones Cotizadas del Mediterráneo, S.L. como la sociedad Cantábrica de loversiones de Cartera, S.L., son sociedades filiales de la Caja de Ahorros del Mediterráneo (CAM) y de la Caja de Ahorros de Asturias (Cajastur), respectivamente.

El Grupo no dispone de autocartera.

Cabe destacar que tras la publicación el 31 de diciembre de 2003 de la ley 62/2003 de medidas fiscales, administrativas y de orden social, cuyo artículo 92 modifica la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, se establece que "ninguna persona física o jurídica podrá participar directa o indirectamente en el accionariado de Enagás, S.A. en una proporción superior al 5% del capital social o de los derechos de voto en la entidad". A su vez, dicha Ley establece un plazo máximo de 3 años, a contar desde el 1 de enero de 2004, para adecuar las participaciones sociales a este nuevo límite.

Como consecuencia de lo anterior, la Sociedad Gas Natural SDG, S.A. deberá reducir su participación en un 9,96% antes del 31 de diciembre de 2006

11.2 Reservas

Reserva de revalorización

El saldo del epigrafe "Reservas de revalorización" se ha originado por la regularización practicada al amparo del Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio.

Dicho saldo puede destinarse, sin devengo de impuestos, a eliminar los resultados contables negativos que puedan producirse en el futuro y a ampliación del capital social.

A partir del 1 de enero del año 2007, podrá destinarse a reservas de libre disposición.

Reserva legal

De acuerdo con el Texto Refundido de la Ley de Sociedades Anónimas, debe destinarse una cifra igual al 10% del beneficio del ejercicio a la reserva legal hasta que ésta alcance, al menos, el 20% del capital social.

La reserva legal podrá utilizarse para aumentar el capital en la parte de saldo que excede del 10% del capital ya aumentado. Salvo para la finalidad mencionada anteriormente y mientras no supere el 20% del capital social, esta reserva sólo podrá destinarse a la compensación de pércidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este fin.

La Sociedad dominante del Grupo tiene dotada en su totalidad la Reserva legal por importe de 71.620 milles de euros, incluida en el epigrafe "Reservas no distribuibles" del balance de situación consolidado adjunto.

Reserva por revaluación de activos y pasivos no realizados

Los movimientos producidos en esta reserva con motivo de las correcciones valorativas de los activos disponibles para la venta y de los derivados como cobertura de flujos de caja en los ejercicios 2005 y 2004 es el siguiente:

Miles de euros

	01.01.2005	Variación en el valor de mercado	Imputación a resultados	31.12.2005
Cobertura de flujos de
Collars	(27.103)	(4.152)[	15.052	(16.203)
FRAs	(100)		ਰੇਤ
Impuestos diferidos por
revaluación de pasivos	9.521	1.450	(5.300)	5.671
Total	(17.682)	(2.695)	9.845	(10.532)

	Miles de euros
	01.01.2004	Variación en el valor de mercado	Imputación a resultados	31.12.2004
Cobertura de flujos de
Collars	(2.486)	(24.617)		(27.103)
FRAs	(21)	(1.916)	1.837	(100)
Impuestos diferidos por
revaluación de pasivos	877	9.287	(643)	9.5211

11.3 Dividendo a cuenta entregado

La propuesta de distribución del beneficio neto correspondiente al ejercicio 2005 de la Sociedad Enagás, S.A., que el Consejo de Administración propondrá a la Junta General de Accionistas para su aprobación es la siguiente:

Dividendo	95.480
Reserva voluntaria	95.936
	191.416

El Consejo de Administración de Enagás, S.A. en reunión celebrada el día 22 de diciembre de 2005 acordó distribuír un dividendo a cuenta del resultado del ejercicio 2005 por importe de euros, ( 0,16 euros brutos por acción) formulando el estado de liquidez suficiente, expresado en miles de euros, de conformidad con lo establecido en el artículo 216 del Real Decreto Legislativo 1564/1989, de 22 de diciembre, por el que se aprueba el texio refundido de la Ley de Sociedades Anónimas.

Los estados contables provisionales formulados por el Grupo, de acuerdo con los requisitos legales, que pusieron de manífiesto la existencia de los recursos suficientes para la distribución de los dividendos a cuenta del ejercicio 2005, fueron los siguientes:

importe en miles de euros

Resultado contable neto a 31 de Octubre de 2005

10% Reserva Legal

Resultado "disponible" para distribución

168.283

Previsión del pago a cuenta

(38.197)

Previsión de tesorería entre el 31 de Octubre de 2005 y el 31 de Diciembre de 2005:

- Saldo de tesorería al 31 de Octubre de 2005	13.074
- Cobros proyectados en el periodo considerado	142.400
- Lineas de crédito y préstamos concedidos por Entidades
Financieras	662.000
- Pagos proyectados en el periodo considerado
(Incluido el pago a cuenta)	(138.400)
Saldo previsto de tesorería al 31 de Diciembre de 2005	679.074

El dividendo bruto complementario propuesto (0,24 euros por acción) está sujeto a la aprobación de los accionistas en la Junta General Ordinaria y no se incluye como pasivo en los presentes estados financieros.

12. Beneficio por acción

El beneficio básico por acción se determina dividiendo el resultado al Grupo en un ejercicio entre el número medio ponderado de las acciones en circulación durante ese ejercicio, excluido el número medio de las acciones propias mantenidas a lo largo del mismo.

De acuerdo con ello:

	2005		2004 Variación
Resultado neto del ejercicio (miles de euros)	190.960	158.118	20,77%
Número medio ponderado de acciones en circulación (miles de acciones)	238.734	238.734
Beneficio básico por acción en euros		0,799886066 0,662318731	20,77%

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 con efecto dilución y el número medio ponderado de acciones ordinarias 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. Al no existir a 31 de diciembre de 2005 acciones ordinarias potenciales, el beneficio básico por acción y diluido coinciden.

Ingresos Diferidos 13.

El movimiento de este epígrafe del Balance de Situación Consolidado adjunto durante el ejercicio 2005 y 2004 ha sido el siguiente:

Miles de euros	Extremadura, S.A.	Canon Gasoducto de Canon Gasoducto Ali Andalus, S.A.	Total 52.224
Saldo al 1 de enero de 2004	15.449	36.775
Bajas/Imputación a resultados	(3.423)	(3.068)	(6.491)
Saldo al 31 de diciembre de 2004	12.026	33.707	45.733
Bajas/Imputación a resultados	(3.515)	(2.671)	(6.186)
Saldo al 31 de diciembre de 2005	8.511	31.0361	39.547

Los importes referidos al canon de las sociedades filiales Gasoducto de Extremadura, S.A. y Gasoducto Al-Andalus, S.A., corresponden a los saldos pendientes de aplicación de los contratos filiales en concepto de "derecho de transporte de gas" consolidados proporcionalmente aplicando el participación de Enagás, S.A. en dichas sociedades.

La Sociedad Enagás, S.A. sigue un criterio de imputación y registro de dichos ingresos basado en la periodificación de los mismos en función de las cantidades de gas trasegadas por el gasoducto correspondiente.

14. Provisiones

El movimiento que ha tenido lugar en el saldo de este epígrafe del balance de situación consolidado en el ejercicio 2005 ha sido el siguiente:

	Miles de euros
Saldo al 1 de enero de 2005	Procedimientos judiciales-fiscales y/o reclamaciones	Premio de permanencia abandono	Costes de	ILP	Otros	Total
	1.016 7.180 2.865 2.191 13.257
Dotación con cargo a resultados:
Intereses y cargas asimiladas	104					104
Dotaciones a provisiones	400	755		1.639		2.803
Reversión de provisiones con abono a resultados: Intereses y rendimientos asimilados			ન પર એ			112

300	Saldos al 31 de diciembre de 2005	1.829	7.935	3.008	3.830	16.607
	Otros (traspasos)					300

Las partidas más importantes de las Dotaciones corresponden a:

Premio de Permanencia. La dotaciones corresponden a un concepto retributivo no consolidable para recompensar la permanencia en la Sociedad Enagás, S.A. para el personal directivo y los miembros ejecutivos del Consejo de Administración por un total de 755 miles de euros, 88 miles de euros por aportaciones del año y 667 miles de euros por efecto de la valoración al valor razonable.

ﻟﻠﺴﻠﺔ ﺍﻟ

Incentivo a largo plazo. En el ejercicio 2005 sigue vigente el plan plurianual de retribución aprobado por el Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión de nombramiento y retribuciones en el ejercicio 2003, consistente en un incentivo a largo plazo cuya percepción está vinculada a la consecución de determinados objetivos durante 3 años. La alta dirección de la compañía, incluidos consejeros ejecutivos, forma parte de los posibles beneficiarios de este sistema retributivo, que vence en junio de 2006.
- Entre los procedimientos judiciales-fiscales ylo reclamaciones, destaca la demanda en vía civil de

un antiguo trabajador de Enagás S.A.

Los Administradores del Grupo Enagás consideran que las provisiones en el Balance de Situación Consolidado adjunto cubren adecuadamente los riesgos por los litigios, arbitrajes y demás operaciones descritas en esta Nota, por lo que no esperan que de los mismos se desprendan pasivos adicionales a los registrados.

Las actualizaciones financieras de las provisiones se registran con cargo al epígrafe "Gasto financiero" de la Cuenta de Resultados Consolidada adjunta

15. Deuda Financiera

Los saldos de deudas con entidades de crédito a 31 de diciembre de 2005, así como los vencimientos previstos en concepto de amortización son los siguientes:

ે રે

1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1

				Miles de Euros
			Deudas al 31 de diciembre de 2005 con vencimiento a
		Corto Plazo	Largo Plazo
	Saldo al 31.12.05	2006	2007	2008	2009	2010	Otros	Total largo plazo
Principal Intereses devengados pendientes de pago	1.512.268 6.169	16.394 6.1691	8.288	74.002	74.0021	1.079.246	260.336	1.495.8741
TOTAL	1.518.437	22,563	8.288	74.0021		74.002 1.079.246	260.336	1.495.874

Al 31 de diciembre de 2005 las sociedades del Grupo tenían concedidas líneas de crédito no dispuestas por importe de 303.894 miles de euros, lo que cubre suficientemente cualquier necesidad del Grupo de acuerdo con los compromisos existentes a corto plazo. Asimismo tenía concedidos 350.000 miles de euros en préstamos no dispuestos.

El tipo de interés anual medio del ejercicio 2005 para los préstamos y créditos en euros del Grupo ha sido del 2,3583% sin coberturas ni comisiones y del 3,3932% con coberturas y comisiones (2,9835% con coberturas y comisiones en 2004).

Los préstamos y créditos corrientes, pólizas corrientes de la sociedad matriz se encuentran denominados en euros y han devengado un tipo de interés anual medio en el ejercicio 2005 de 3,3946%.

Los Administradores estiman que el valor de mercado de las deudas con entidades de crédito al 31 de diciembre de 2005 calculado mediante el descuento de los flujos de caja futuros a los tipos de interés de mercado asciende a 1.505 miles de euros. La curva de interés utilizada para dicho cálculo tiene en cuenta los riesgos asociados al sector así como la calidad crediticia de ENAGÁS. La sensibilidad del mencionado valor de mercado ante fluctuaciones de los tipos de cambio y de interés es la siguiente:

Miles de Euros

VAFIAAR FIRAC NA Interes

	variación upos de interes
	0,25% -0,25%
Variación en el valor de la deuda	38,	97,9

Entre los hechos más significativos del área financiera cabe destacar:

· El 24 de noviembre de 2004 se firmó un nuevo Préstamo Sindicado también de 1.000 millones de euros, modalidad Club Deal, cuyo desembolso fue el 10 de enero de 2005, fecha en la que se canceló el Préstamo Sindicado del 2003. El vencimiento de este nuevo préstamo es Abril del 2010.
Con fecha 10 de enero del 2005 entraron en funcionamiento las coberturas de collar contratadas en agosto de 2003 y cuyo vencimiento es el año 2008.
· El 21 de febrero de 2005 se dispusieron otros 125 millones de euros, de los 450 millones de euros que el BEI tiene concedidos a la sociedad Enagás, S.A.
· En marzo de 2005 el Consejo de Administración de la sociedad Enagás, S.A. aprobó la renovación de las pólizas de crédito. Dicha renovación se hizo efectiva en los meses de mayo a julio. A su vez, se firmaron nuevas pólizas de credito con las entidades financieras Cajastur y Bancaja por 6 millones de euros

respectivamente.

· En agosto de 2005 se procedió a la renegociación del coste de los avales para la financiación de los contratos del BEI de 1995, pasando de un coste medio de 43 puntos básicos a 25 puntos básicos y duración hasta 2011. Por otro lado entre el segundo y el tercer trimestre se renovaron todos los contratos de avales que vencian en ese periodo.

· El 21 de octubre se realizó la primera disposición por importe de 50 millones de euros del préstamo de 200 millones de euros a 15 años y se amplió el plazo de disposición del resto del préstamo.

16. Otros pasivos financieros

La composición de los saldos de este capítulo de los balances de situación consolidados es:

	Miles de Euros
	2005		2004
	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Pasivos financieros a valor razonable	7.203	12.427	13.856	14.341
Préstamo de Transgás, S.A. a Gasod. Al-Andalus, S.A.	11.164	2.233	12.879	2.147
Préstamo de Transgás, S.A. a Gasod. de Extremadura, S.A.	6.130l	1.226	7.665	1.278
Préstamo de Transgás, S.A. a Gasod.Campo Mayor-Leira Braga, S.A.	4.4201	922	5.044	870
	28.917	16.808	39.444	18.636

Estos préstamos con Transgás, S.A. son a tipo de interés variable de mercado y con vencimiento en el ejercicio 2011.

La amortización de los citados préstamos se realiza en función de los plazos previstos y de la disponibilidad de tesorería que tienen cada una de las sociedades.

17. Política de gestión de riesgos

El Grupo Enagás está expuesto a determinados riesgos que gestiona mediante la aplicación de sistemas de identificación, medición, limitación de concentración y supervisión.

Los principios básicos definidos por el Grupo Enagás en el establecimiento de gestión de los riesgos más significativos son los siguientes:

· Cumplir con las normas de buen gobierno corporativo.
· Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo de Enagás.
· Cada negocio y área corporativa define:
- a) Los mercados y productos en los que puede operar en función de los conocimientos y capacidades suficientes para asegurar una gestión eficaz del riesgo.
- b) Criterios sobre contrapartes.
- C) Operadores autorizados.
· · Los negocios y areas corporativas establecen para cada mercado en el que operan su predisposición al

riesgo de forma coherente con la estrategia definida.

· Los límites de los negocios y áreas corporativas son aprobados por sus respectivos Comités de Riesgo y, cuando no existieran, por el Comité de Riesgos de Enagás.

· Todas las operaciones de los negocios y áreas corporativas se realizan dentro de los limites aprobados en cada caso.
· Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y empresas establecen los controles de gestión de riesgos necesarios para asegurar que las transacciones en los mercados se realizan de acuerdo con las políticas, normas y procedimientos de Enagás.

Riesgo de tipo de interés

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos que devengan un tipo de interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de interés es alcanzar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita minimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con una volatilidad reducida en la Cuenta de Resultados.

Dependiendo de las estimaciones del Grupo Enagás y de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados que mitiguen estos riesgos.

Riesgo de liquidez

El Grupo mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias comprometidas e inversiones financieras temporales por importe suficiente para soportar las necesidades previstas por un período que esté en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales.

Riesgo de credito

El Grupo no tiene riesgo de crédito significativo ya que el periodo medio de cobro a clientes es muy reducido y las colocaciones de tesorería o contratación de derivados se realizan con entidades de elevada solvencia.

18. Instrumentos financieros derivados

El Grupo mantenía en vigor a 31 de diciembre de 2005 un valor nocional y / o contractual de los derivados financieros de 1.000 millones de euros a un plazo residual de vencimiento de 2 años.

Durante el ejercicio 2005 y 2004, el Grupo Enagás ha cargado en la Cuenta de Resultada adjunta 15.143 miles de euros y 1.837 miles de euros respectivamente que figuraban registrados en el epigrafe "Reserva de cobertura de cash flows", como cobertura del efecto en la Cuenta de aquellas operaciones objeto de cobertura.

El importe nocional y / o contractual de los contratos formalizados no supone el riesgo real asumido por el Grupo, ya que la posición neta en estos instrumentos financieros resulta de la compensación y l o combinación de los mismos.

Coberturas de flujos de tesorería

La sociedad Enagás, S.A. contrató en el 2003 instrumentos de cobertura que limitan el coste financiero de su endeudamiento a largo plazo. Estos instrumentos limitan el coste de la compañía en el periodo 2004-2008 aplicables a un total de 1.000 millones de euros, y permitirá minimizar el riesgo, financiando las inversiones en las mejores condiciones posibles, mayoritariamente con deuda a largo plazo y coste fijo.

Por un lado, se cubrió el riesgo de interés para el año 2004 a través de varias operaciones de aseguramiento. Dichas operaciones supusieron un coste fijo de financiación total de 2,98% para el ejercicio e importe citado y vencieron en enero de 2005

Por otro lado, para el periodo 2005-2008 se contrataron instrumentos de flujos de tesorería mediante diversos collars, con un cap al 4,12% y floor de 3,67% (de media). Estos tienen como fecha de inicio enero de 2005 y vencimiento abril de 2008, y permiten establecer un coste máximo conocido de 4,32%, que ya incluye los efectos de la refinanciación realizada en noviembre frente a un 4,66% antes de dicha refinanciación.

El valor razonable de las permutas formalizadas al 31 de diciembre de 2005 se estima en 15.832 miles de euros ( 27.101 miles en 2004). Estos importes se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes en la fecha del balance de situación. Todos los collars sobre tipos de interés están diseñados con el objetivo de que sean eficaces como coberturas de flujos de efectivo y el valor razonable de las mismas se difiere y registra dentro del patrimonio neto. Como se ha mencionado, 15.144 miles de euros ( 1.837 miles en 2004) han sido compensados con cargo a pagos de intereses cubiertos efectuados durante el período.

19. Planes de aportación definida

El Grupo mantiene planes de aportación definida que cubre los compromisos adquiridos por la sociedad con el personal activo afectado. Los activos afectos a los planes se mantienen separados de los activos del Grupo en fondos bajo el control de fiduciarios. Si un empleado causa baja en un plan antes del pleno devengo de las aportaciones, el importe a pagar por el Grupo se verá reducido por el importe de las aportaciones perdidas.

20. Situación fiscal

20.1 Declaración fiscal

Tanto la sociedad matriz, ENAGAS, como las sociedades filiales Gasoducto Al-Andalus, S.A., Gasoducto de Extremadura, S.A., Gasoduto Campo Maior-Leiria-Braga, S.A., Gasoduto Braga-Tuy, S.A. tributan en régimen de declaración individual.

20.2 Ejercicios sujetos a inspección fiscal

En la Sociedad Enagás, S.A. se encuentran abiertos a inspección tributaria los ejercicios legalmente no prescritos, a excepción del Impuesto sobre Sociedades en el que están abiertos 1999 a 2005 y la revisión del IVA a la importación, que están pendientes de comprobación los ejercicios 2003, 2004 y 2005.

Las sociedades Gasoducto Al-Andalus, S.A. y Gasoducto de Extremadura, S.A. se encuentran abiertas a inspección tributaria por los ejercicios legalmente no prescritos.

Con relación al Gasoduto Campo Mayor-Leiria-Braga, S.A. y Gasoducto Braga-Tuy, S.A., se encuentran abiertos a Inspección fiscal los ejercicios 2002, 2003, 2004 y 2005 respectivamente.

Al 31 de Diciembre de 2005 Enagas, S.A. tenía incoada un Acta de Inspección en concepto de IVA a la importación, ejercicio 2002, por un importe total de 2.684 miles de euros de los cuales 2.358 corresponden a cuota (VA deducible) y 326 a intereses de demora, firmada en disconformidad, con respecto a la que se han presentado los oportunos recursos y apelaciones. A esta fecha, las restantes entidadas no tenían incoadas Actas de

Debido a las posibles 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 verficación pueden dar lugar a pasivos fiscales, cuyo importe no es posible cuantificar en la actualidad de una manera objetiva. No obstante, en opinión de los asesores fiscales del Grupo ENAGAS y de sus Administradores, la posibilidad de que se materialicen pasivos significativos por este concepto adicionales a los registrados es remota.

Saldos mantenidos con la Administración Fiscal 20.3

Los saldos deudores y acreedores con Administraciones Públicas, a 31 de diciembre, son los siguientes:

	Miles de Euros
	2005	2004
Saldos Deudores:
Impuesto sobre el Valor Añadido	51	33.417
Total	51	33.417
Saldos Acreedores:
Impuesto sobre las ganancias	33.471	29.973
Impuesto sobre el Valor Añadido	15.627	278
Otros	2.775	1.547
Total	51.873	31.798

Al cierre del ejercicio se habían pagado 71.724 miles de euros a cuenta de la cantidad a desembolsar finalmente por Impuesto sobre Sociedades en las Sociedades Enagás, S.A. 66.509 miles de euros, Gasoducto Al-Andalus, S.A. 2.848 miles de euros, y Gasoducto de Extremadura, S.A. 2.367 miles de euros.

20.4

	Miles de euros
	2005	2004
Enagás, S.A.	97.002	79.1861
Gasoducto Al - Andalus, S.A.	2.628	3.282
Gasoducto de Extremadura, S.A.	1.150	1.379
Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga, S.A.	443	371
(Gasoduto Braga - Tuy, S.A.	243	282
Total	101.466	84.500

A continuación se presenta la conciliación entre el impuesto sobre beneficios que resultaría de aplicar el tipo impositivo general vigente en España al "Resultados antes de impuestos" y el gasto registrado por el citado impuesto en la Cuenta de Resultada y la conciliación de este con la cuota líquida del impuesto sobre sociedades correspondiente a los ejercicios 2005 y 2004:

		Miles de Euros
	2005	2004
Resultado consolidado antes de impuestos	301.675	252.569
Diferencias permanentes	(1.198)	(1.178)
Resultado ajustado	300.477	251.391
Tipo Impositivo	35%	35%
Resultado ajustado por tipo impositivo	105.167	87.987
Efecto de la aplicación de distintos tipos impositivos	(185)	(178)
Deducciones de cuota	(3.516)	(3.309)
Gasto por impuesto en la Cuenta de Resultados	101.466	84.5001
lmpuestos registrados directamente en patrimonio	1.425	9.358
Total gasto por impuesto	102.891	83.858
Diferencias temporales	(3.336)	7981
Cuota liquida	99.555	94.656

20.5

Independientemente de los impuestos sobre beneficios reconocidos en la Cuenta de Resultados Consolidada, en los ejercicios 2005 y 2004 el Grupo ha repercutido en su patrimonio neto consolidado los siguientes importes por los siguientes conceptos:

Miles de Euros
2005	2004
5.671	9.521
554	5791

	G 99 B State the Same State State States of States
The Real Proper Sep 1 THE LEGE OF CHILIFORNIA CONTRACT CARDED TO CONTRACT CONTRACT CONTRACT CARDED		No. of Sep 2000 . B

lmpuestos diferidos 20.6

Al amparo de la normativa fiscal vigente en los distintos países en lo que se encuentran radicadas las entidades consolidadas, en los ejercicios 2005 y 2004 han surgido determinadas diferencias temporales 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:

	Miles de Euros
lmpuestos Diferidos Activos con Origen en:	2005	2004
Impuesto diferido Activo originado por la conversión a NIIF	7.120	10.735
Subvenciones de capital	1.557	1.687
Provisión Fondo de Permanencia	2.322	2.291
Provisión ILP	1.340	767
Provsiones inmovilizado	2.5861	1.527
Otros	2.948	1.324

	Miles de Euros
Impuestos Diferidos Pasivos con Origen en:	2005	2004
Impuesto diferido pasivo originado por la conversión a NIIF	512	259
Amortización acelerada	1.862	1.898
Otros		516
	2.374	2.673

A continuación se presentan los principales activos y pasivos por impuestos diferidos reconocidos por el Grupo y las variaciones habidas durante el ejercicio:

Miles de euros	Saldo al 01.01. 2005	Cargo/ abono en la Cuenta de Resultados	Cargo/abono en la reserva de valoración de activos y pasivos	Saldo al 31.12. 2005
lmpuestos diferidos activos:
Conversión a NIIF	10.735l	(5.040)	1.425	7.120
- Subvenciones de capital	1.687	(130)		1.557
- Provisión Fondo de Permanencia	2.291	31		2.322
- Provisión ILP	767	573		1.3401
Provisiones inmovilizado	1.527	1.059		2.586
- Otros	1.324	1.624		2.948
Total Impuestos diferidos activos	18.331	(1.883)	1.425	17.873
lmpuestos diferidos pasivos:
- Conversión a NIIF	259	253		512
- Amortización acelerada	1.898	(36)		1.862
- Otros	516	(516)
Total Impuestos diferidos pasivos	2.673	(299)		2.374

Miles de euros	Saldo al 01.01. 2004	Cargo/ abono en la Cuenta de Resultados	Cargo/abono en la reserva de valoración de activos y pasivos	Saldo al 31.12. 2004
Impuestos diferidos activos:
- Conversión a NIIF	1.965	(588)	9.358	10.735
- Subvenciones de capital	1.817	(130)		1.687
- Provisión Fondo de Permanencia	435	1.8561		2.291
- Provisión ILP	248	519		767
- Provisiones inmovilizado	1.682	(155)		1.527
- Otros	2.179	(855)		1.324
Total Impuestos diferidos activos	8.326	647	9.358	18.331
lmpuestos diferidos pasivos:
Conversión a NIIF	210	49		259
- Amortización acelerada	2.0981	(200)		1.898
- Otros		516		516
Total Impuestos diferidos pasivos	2.308	365		2.673
			ـــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــ 45 - 1 గ్రెడ్ 1971 మూలాలు (

21. Ingresos

El análisis de los ingresos del Grupo se desglosa a continuación:

	2005	2004
Ventas de gas mercado regulado	843.783	711.898
Coste de ventas de gas mercado regulado	(850.181)	(720.551
Compra-Venta de gas mercado regulado	(6.398)	(8.653)
Ingresos por actividades reguladas Ingresos por actividades no reguladas Otros Ingresos Ventas de materiales Ingresos accesorios y de gestión corriente Subvenciones	652.609 15.437 19.253 729 18.502	562.495 14.319 30.769 1.616 29.117
	22	36
Total	680.901	598.930

Las Ventas de gas corresponden en su totalizadas por Enagás, S.A. En cuanto a las Prestaciones de servicios, básicamente son ingresos de la Sociedad Enagás, S.A. por actividades reguladas, e ingresos del resto de Sociedades por actividades no reguladas. Estas prestaciones de servicios se distribuyen como sigue:

	2005	2004
Actividades reguladas:
Enagás, S.A.	652.609	562.495
Actividades no reguladas:
Enagás, S.A.		22
Gasoducto Al - Andalus, S.A.	7.2521	6.6351
Gasoducto Extremadura, S.A.	5.5681	5.155
Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga, S.A.	2.4661	2.1761
Gasoduto Braga - Tuy, S.A.	1511	331
Total	668.046	576.814

Por su parte, el coste de ventas corresponde a los aprovisionamientos o compras de gas realizadas durante el ejercicio por Enagás, S.A. para atender el mercado regulado. El desglose por proveedor es el siguiente:

	Miles de Euros
	2005	2004
Sagane, S.A.	668.4921	582.171
Gas Natural Aprovisionamientos, S.A.	165.130	138.089
Gas Natural Comercializadora, S.A.	15.948
Otros	611	291
	100 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000

CONSULE CONSULT CARDE FREE FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR FOR

22. Gastos

El análisis de los gastos del Grupo se desglosa a continuación:

	Miles de Euros
	2005	2004
Gastos de personal	58.198	55.886
Otros gastos de explotación	144.278	143.918I
	ל ליחס	גם סמום

de la de ville ville l

The Real Property of Children Company of Children	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

22. 1 Gastos de personal

La composición de los gastos de personal es:

	Miles de Euros
	2005	2004
Sueldos y salarios	44.5761	41.346
Indemnizaciones	5.274	1.638
Seguridad Social	10.153	9.265
Otros gastos de personal	4.4661	8.866
Aportaciones a fondos de pensiones externos	1.910l	1.853
Trabajos para el inmovilizado	(8.181)	(7.082)
	58.198	55.886

El Grupo ha procedido a activar gastos de personal, relacionados directamente con proyectos de inversión en curso, en una cuantía de 8.181 miles de euros a 31 de diciembre de 2005 y 7.082 miles de euros a 31 de diciembre de 2004.

El número medio de empleados del Grupo, distribuido por categorías profesionales, es el siguiente:

		Número medio de Personas
	2005	2004
Directivos	56	52
l Técnicos	389	373
lAdministrativos	119	122
Operarios	353	344
Total	917	891

Al 31 de diciembre de 2005 la plantilla del Grupo está compuesta por 907 empleados.

Cabe destacar que como resultado de la firma del XIV Convenio Colectivo, se ha procedido a efectuar un plan de adecuación de plantilla que ha culminado con la realización de 29 prejubliaciones entre el colectivo que tuviera 60 años o más. El gasto correspondiente a estas prejubliaciones ha ascendido a 3.724 miles de euros registrado en la

Cuenta de Resultados adjunta.

22. 2 Otros gastos de explotación

El desglose del saldo de este capítulo de las cuentas de pérdidas y ganancias consolidadas es:

	Miles de Euros
	2005	2004
Servicios exteriores:
Gastos de I+D	5811	1.038
Arrendamientos y cánones	59.2561	57.747
Reparación y conservación	19.431	20.654
Servicios profesionales independientes	10.332	9.605
Transportes	14.315	15.714
Primas de seguros	4.720	5.302
Servicios bancarios y similares	208	375
Publicidad, propaganda y rr.pp	1.670	1.544
Suministros	16.1611	13.865
Otros servicios	7.516	8.242
Servicios exteriores	134.1901	134.086
Tributos	1.992	1.630
Otros Gastos Externos	8.096	8.614
Variación de las provisiones de tráfico		149 4 16

El Grupo mantiene un contrato de arrendamiento con el Grupo Repsol-YPF para la explotación de las concesiones de hidrocarburos "Gaviota", de las cuales el Grupo Repsol·YPF es titular. Dichas instalaciones son utilizadas por el Grupo, al igual que las instalaciones de su propiedad denominadas "Serrablo" para la actividad regulada de Almacenamiento de gas natural. El contrato actualmente en vigor finaliza en el ejercicio 2018.

Otra Información

Incluido en el saldo de "Otros generales de explotación" se recogen los honorarios salisfechos por las entidades consolidadas por las auditorías de sus cuentas anuales y otros trabajos de verficación contable. En el ejercicio 2005, estos gastos ascendieron a 220 miles de euros según el siguiente detalle:

Miles de euros	2005
Auditoría de Cuentas Anuales	126
Otros servicios relacionados con auditorías	ਰੋਪੋ
Otros servicios no relacionados con auditorias	165

Adicionalmente, distintas sociedades contrataron a firmas de auditoría en el ejercicio 2005 servicios diferentes a los de auditorías de cuentas anuales. Concretamente la firma PriceWaterHouseCoopers facturó a la sociedad Enagás, S.A. 63 miles de euros en concepto de estados financieros a Normas Internacionales de Información Financiera.

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23. Resultado financiero neto

El desglose del epígrafe "Resultado financiero neto" de la Cuenta de Resultados Consolidada adjunta es el siguiente:

Miles de euros	2005	2004
Ingresos de participaciones en capital		887
Ingresos de créditos a I/p	1.091	1.536
Otros intereses e ingresos financieros	1.565	525
Ingresos financieros	2.656	2.948
Gastos financieros y gastos asimilados	388	1.099
Intereses de préstamos	42.523	34.132
Rendimientos atribuibles a las provisiones	1431	ને રેણે
Gastos financieros	43.054	35.367
Resultado financiero neto	(40.398)	(32.419)

La sociedad ha procedido a activar gastos financieros en una cuantía de 9.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2005 y 7.053 miles de euros a 31 de diciembre de 2004.

24. Segmentos de negocio y geográficos

24.1 Criterios de segmentación

La información por segmentos se estructura en función de las distintas líneas de negocio del Grupo (segmentos principales de negocio).

La información sobre segmentos (segmentos geográficos) no se detalla en esta nota debido a que la

sociedad Enagás, S.A., matriz del grupo, desarrolla sus actividades dentro del territorio español donde todas las regiones están sometidas a los mismos riesgos y rendimientos, no existiendo características regiones de las que pudiera derivarse unos resultados distintos a los que se obtienen. Asimismo, la sociedad Enagás, S.A. es la que aporta la mayor parte de los activos, pasivos, ingresos y gastos a los estados financieros consolidados del grupo, de manera que las operaciones que proceden de sociedades localizadas en territorio portugués no superan el 10% de las ventas ni de los activos del grupo, requisitos establecidos por las Normas Internacionales de Información Financiera para presentar información por segmentos secundarios.

24.2 Segmentos principales de negocio

Las líneas de negocio que se describen seguidamente se han establecido tomando como base la clasificación contenida en la Ley de Hidrocarburos 34/1998 de 7 de octubre y de acuerdo a la estructura de la sociedad Enagás, S.A. que tiene en cuenta la naturaleza de servicios y productos ofrecidos.

Actividad de Infraestructuras (incluye transporte, regasificación y almacenamiento de gas): a)

Transporte de gas: actividad principal que consiste en la vehiculización de gas a través de su red de . transporte, formada por gasoductos de transporte primario (con presiones máximas de diseño igual o superior a 60 bares) y secundario de gas (con presiones máximas de diseño entre 60 bares y 16 bares) hasta los puntos de

distribución, como propietaria de la mayor parte de la red de transporte de gas en España.

Regasificación: El gas se transporta desde los paises productores en buques metaneros a 160 °C bajo . cero en estado líquido (GNL) y se descarga en las plantas de regasficación donde queda almacenado en tanques criogénicos. En estas instalaciones, mediante un proceso físico para el cual normalmente se utilizan vaporizadores con agua de mar, se aumenta la temperatura del gas nátural licuado y, de este modo, se transforma a estado gaseoso. El gas natural se inyecta en los gasoductos para ser transportado por toda la Península.

Almacenamiento: la sociedad Enagás, S.A. opera dos almacenamientos subterráneos: Serrablo, situado . entre las localidades de Jaca y Sabiñánigo (Huesca), que es propiedad de la Compañía, y Gaviota, -almacenamiento "off-shore" situado cerca de Bermeo (Vizcaya), propiedad de Repsol YPF y Murphy Eastern Oil , que opera Enagas por medio de un contrato de uso a largo plazo.

Actividad de Gestor Técnico del Sistema ﻣ

Enagás, S.A. como Gestor Técnico del Sistema, continuó durante el año 2005 el desarrollo de las funciones encomendadas en el Real Decreto Ley 6/2000 de 23 de junio y en el R.D. 949/2001 de 3 de agosto, con el objeto de garantizar la continuidad y seguridad de suministro, así como la correcta coordinación entre los purtos de acceso, almacenamiento, transporte y distribución.

c)

Enagás, S.A. continuó atendiendo las necesidades del mercado a tarifa de acuerdo a los establecido en la Ley de Hidrocarburos 34/1998 de 7 de octubre. El precio de cesión, determinado por la Administración, refleja el coste de la materia prima, el coste medio de regasificación y el de gestión de compra-venta de gas para el mercado a tarifa.

d) Actividades no reguladas

Se refiere a todas aquellas actividades no reguladas así como a aquellas transacciones relacionadas con las sociedades del Grupo.

24.3 Bases y metodología de la información por segmentos de negocio

La información por segmentos que se expone seguidamente se basa en los informes mensuales elaborados por la Dirección Financiera y se genera mediante una aplicación informática consistente en desagregar los estados financieros por actividades.

La estructura de esta información está diseñada como si cada línea de negocio se tratara de un negocio autónomo y dispusiera de recursos propios independientes que se distribuyen en función de los activos asignados a cada linea conforme a un sistema interno de distribución porcentual de costes.

A continuación se presenta la información por segmentos de estas actividades.

						Miles de euros
	Intraestructura				Compraventa de Gas Gestión Técnica Sistema			Actividades No-Reguladas + Ajustes Consolidación		Total Grupo
	2005	2004	2005	2004	2005	2004	2005	2004	2005	2004
Cuenta de Pérdidas y Ganancias
(Resultado de Explotación	312 936	255.7481	5.884	-1.321	420	700	13.583	19.947	332,823	275.073
Resultado Después de Impuestos	180.9921	148.765	4.098	-1.299	2021	388	5.668	10.263	190.960	158.118
Balance de Situación

25. Hechos posteriores

Con fecha 12 de enero de 2006 se ha procedido al pago del dividendo a cuenta del resultado del ejercicio de 2005, de 0,16 euros brutos por acción, aprobado por el Consejo de Administración de la Sociedad Enagás, S.A. en reunión celebrada el día 22 de diciembre de 2005.

26. Operaciones con partes vinculadas

El Grupo Enagas viene publicando trimestralmente, desde el año 2003, información sobre las operaciones que realiza con entidades vinculadas a él. A raíz de la entrada en vigor de la Orden EHA/3050/2004, de 15 de septiembre, el formato de dicha información cambia, para adaptarse a los requerimientos de la nueva normativa.

Como aspectos a tener en cuenta en relación con la información sobre operaciones vinculadas destacan los siguientes:

a) Las operaciones vínculadas de cuantía significativa y que exceden del tráfico ordinario de Enagás son aprobadas por el Consejo de Administración de la Compañía, previo informe de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones.
b) De acuerdo con la Orden EHA/3050/2004, no es necesario informar acerca de aquellas operaciones que, perteneciendo al tráfico ordinario de la Compañía, se efectúen en condiciones normales de mercado y sean de escasa relevancia. A estos efectos, y teniendo en cuenta las magnitudes propias de los estados contables de Enagás, se consideran de escasa relevancia aquellas operaciones que, referidas al periodo sobre el que se suministra la información, no alcanzan la cantidad de tres millones de euros.
c) No se dispone de los cierres anuales de algunas operaciones, en particular aquéllas cuya cuantificación depende del cierre de balances de gas. Ello hace que en algunas ocasiones las cuantias sean provisionales, o que en otras se opte por incluir cifras correspondientes a los

primeros once primeros meses del ejercicio, en cuyo caso se advierte expresamente de tal circunstancia.

Si en el texto no se indica otra cosa, las operaciones corresponden a contratos firmados con anterioridad al periodo de referencia. Cuando se trata de nuevas relaciones, derivadas de contratos o compromisos asurante el año 2005, se señala expresamente.

Operaciones de Enagás, S.A. con sociedades del grupo, con accionistas significativos y con 26.1 entidades que ejercen en Enagás una influencia significativa (apartado A del Punto Cuarto. 1 de la Orden EHA 3050/2004).

26.1.1 Sociedades dependientes de Enagás, S.A.

· Operaciones con "Gasoducto Al Andalus"

Enagas S.A. tiene concedido, a favor de esta sociedad, un préstamo por importe de 40.605 miles de euros.

Gasoducto Al-Andalus, S.A. ha abonado a Enagás S.A. dividendos correspondientes al ejercio social 2004 por importe de 5.486 miles de euros.

Enagás S.A. ha pagado a esta sociedad la cantidad de 16.013 miles de euros en concepto de derechos de transporte, y ha cobrado 4.263 miles de euros en concepto de mantenimiento de gasoducto y canon corporativo en virtud de contratos a largo plazo suscritos entre ambas.

· Operaciones con "Gasoducto de Extremadura"

Enagás S.A. tiene concedido, a favor de esta sociedad, un préstamo por importe de 6.663 miles de euros.

Asimismo, Enagás ha satisfecho a Gasoducto Extremadura la cantidad de 8.358 miles de ouros en concepto de derechos de transporte, por servicios prestados por "Gasoducto Extremadura", y ha recibido 4.524 miles de euros en concepto de mantenimiento de gasoducto y canon corporativo de acuerdo con los contratos a largo plazo suscritos entre ambas.

· Operaciones con "Gasoducto Campo Maior-Leiria-Braga"

Enagás S.A. tiene concedido, a favor de esta sociedad, un préstamo por importe de 6.035 miles de euros.

Asimismo, Enagás, S.A. ha abonado a esta sociedad la cantidad de 3.361 miles de euros en concepto de prestación de servicios de transporte.

· Operaciones con "Gasoducto Braga-Tuy"

Enagás S.A. tiene avalado un préstamo concedido por una entidad financiera portuguesa a favor de Gasoducto Braga-Tuy S.A. por importe de 8.900 miles de euros.

Además, Enagás, S.A. ha abonado a esta sociedad la cantidad de 3.409 miles de euros en concepto de prestación de servicios de transporte.

26.1.2 Operaciones de Enagás S.A. con Sociedades que ejerzan una influencia significativa en Enagás y las sociedades sobre las cuales ésta ejerce influencia significativa.

· Operaciones con Gas Natural SDG y sociedades de su grupo

1.- Enagás S.A. ha pagado a Gas Natural SDG, S.A., en concepto de dividendo, la cantidad de 16,7 milones de euros.

2.- Enagás S.A. tiene suscritos con Gas Natural Comercializadora S.A. 11 contratos de acceso de terceros a la red (ATR), de los cuales 2 son a corto plazo y 9 a largo plazo. Adicionalmente durante el año 2005 se han suscrito 26 contratos de ATR de los cuales, a 31 de diciembre de 2005, únicamente continúan en vigor 2. Los contratos de ATR son modelos normalizados aprobados por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, al igual que los peajes facturados por la sociedad Enagás, S.A.

3.- Durante los periodos comprendidos entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2005 se han prestado los servicios siguientes: Se han regasificado 67.620 GWh, que suponen un 34% del total ATR, habiéndose facturado por estos servicios 47,55 millones; se han transportado 136.764 GWh, que suponen un 51% del total de ATR, habiéndose facturado por estos servicios 60,94 millones de euros; por último se han almacenado 7,556 GWh de media que representan un 58,29% del total de ATR habiéndose facturado por estos servicios 20,67 millones de euros.

4 .- Enagás S.A. tiene suscrito con diferentes sociedades del Grupo Gas Natural un contrato de compraventa de gas para atender el suministro del mercado a tarifa. Enagás S.A. ha adquirido, durante el año 2005, la cantidad de 59.341 GWh de gas natural, por un importe de 853.071 miles de euros. El precio

de adquisición se corresponde con el coste de materia prima que sirve para fijar los precios de cesión a las distribuidoras. Durante ese mismo período, la cantidad de gas natural transmitido por Enagás S.A. a las distribuidoras del Grupo Gas Natural ha sido de 49.588 GWh, por un importe de 703.232 miles de euros. Las condiciones y el precio al que se realizan estas operaciones de cesión se encuentran reguladas administrativamente.

5.- En junio de 2005, Enagás S.A. y Desarrollo del Cable S.A., sociedad del Grupo Gas Natural, alcanzaron un acuerdo de compraventa de fibra óptica en cuya virtud Enagás S.A. recupera la fibra óptica transmitida a Desarrollo del Cable S.A. en octubre del año 2002, con una longitud de 215Km., y al mismo tiempo, Enagás, S.A. transmite a Desarrollo del Cable S.A. parte de la fibra óptica excedentaria, en tramos de 636 Km., en condiciones de mercado. El importe de la operación fue de 4.943 miles de euros y la plusvalía contable generada fu de 3.393 miles de euros.

6.- Desarrollo del Cable S.A. presta a Enagás servicios de arrendamiento de parte de la fibra óptica necesaria para sus servicios de telecomunicaciones, en virtud de un contrato a largo plazo firmado en 1999. El coste anual para Enagás de dicho servicio, ha sido de 15.587 miles de euros.

7.- Por su parte, Enagás S.A. presta a Desarrollo del Cable S.A. servicios de mantenimiento, en condiciones y precios de mercado, conforme a un contrato firmado en 2005. La cantidad correspondiente por esos servicios es de 823 miles de euros.

8 - Gas Natural Comercializadora han suministrado electricidad a instalaciones de Enagás por importe de 7.807 miles de euros.

9.- En concepto de alquiler de existencias y almacenamiento de GNL en buques, Enagás, S.A. ha pagado a sociedades del Grupo Gas Natural la cantidad de 3.664 miles de euros.

Operaciones con BP España, S.A.

1.- Enagás, S.A. ha pagado a BP España S.A., en concepto de dividendos, la cantidad de 3,9 millones de euros.

2.- Enagás S.A. tiene suscritos y en vigor con BP Gas España S.A. un total de 9 contratos de acceso de terceros a la red (ATR), todos ellos a corto plazo. En el año 2005, a su vez, se han suscrito 44 contratos de ATR de los cuales, a 31 de diciembre de 2005, únicamente continúan en vigor 6. Los contratos de ATR con modelos normalizados aprobados por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, al igual que los peajes tacturados por Enagás.

3.- Durante el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2005 se han prestado los servicios siguientes: se han regasificado 19.795 GWh, que suponen un 10% del total de ATR, habiéndose facturado por estos servicios la cantidad de 12,17 millones de euros; se han transportado 18.817 GWh, que suponen un 7% del total ATR, habiéndose facturado por estos servicios la cantidad de 5,20 millones de euros; por último, se han almacenado 1.087 GWh, representando un 8,39% del total de ATR, habiéndose facturado por estos servicios la cantidad de 3,012 millones de euros.

· Operaciones con la Caja de Ahorros del Mediterráneo (CAM) o su filial Inversiones Cotizadas del Mediterráneo (INCOMED S.L.)

1.- Enagás S.A. ha pagado a INCOMED, en concepto de dividendos la cantidad de 3,9 millones de euros.

2.- Enagás S.A. ha renovado una línea de crédito abierta con la CAM por importe de 6 millones de euros, y ha suscrito una línea de avales por importe de 12 millones de euros.

3 - Enagás S.A. tiene suscrito con la CAM un contrato de cobertura de intereses (COLLAR) por importe de 15 millones de euros para el período comprendido entre enero de 2005 y abril de 2008.

Las condiciones pactadas en todos los contratos firmados con la CAM en cuanto a intereses, comisiones, gastos y garantías son las habituales de mercado.

· Operaciones con Caja de Ahorros de Valencia, Castellón y Alicante (Bancaja)

1.- Enagás, S.A. ha pagado a Bancaja, en concepto de dividendos, la cantidad de 3,9 millones de euros.

2 - Enagás S.A., durante el 2005, abrió una línea de crédito con Bancaja por importe de 6 millones de euros y contrató una línea de avales por importe de 6 millones de vencimiento anual.

3 - Enagás S.A. tiene suscrito con Bancaja un contrato de cobertura de intereses (COLLAR) por importe de 15 millones de euros para el período comprendido entre enero de 2005 y abril de 2008.

Las condiciones pactadas en todos los contratos firmados con BANCAJA en cuanto a intereses, comisiones, gastos y garantías son las habituales de mercado.

· Operaciones con Caja de Ahorros de Asturias (Cajastur) o con su filial Cantábrica de Inversiones de Cartera, S.L.

1.- Enagás, S.A. ha pagado a Cantábrica de Inversiones de Cartera S.L., en concepto de dividendos, la cantidad de 3,9 millones de euros.

2.- Enagás S.A. contrató con Cajastur durante 2005 una póliza de crédito por importe de 6 millones de euros.

3.- Además, Cajastur participa con 30 millones de euros en el préstamo modalidad "club deal" firmado con fecha 24 de noviembre de 2004 y desembolsado el 10 de enero de 2005, con vencimiento en el año 2010.

Las condiciones pactadas en todos los contratos firmados con CAJASTUR en cuanto a intereses, comisiones, gastos y garantías son las habituales de mercado.

· Operaciones con Sagane Inversiones S.L.

Enagás, S.A. ha pagado a Sagane Inversiones S.I., en concepto de dividendos, la cantidad de 3,9 millones de euros.

Operaciones con los administradores, los directivos y los familiares próximos de unos y otros 26.2 (apartado B del Punto Cuarto.1 de la Orden EHA 3050/2004)

Las dielas percibidas por los miembros del Consejo de Administración a la cantidad de 918 miles de euros. Las retribuciones percibidas por la Alta Dirección de la Compañía (Presidente y miembros del Comité de Dirección) ascendieron a la cantidad de 2.872 miles de euros.

Las indemnizaciones satisfechas a altos directivos por extinción de relaciones laborales ascendieron a 1.331 miles de euros.

26.3

Operaciones con la Caixa d'Estalvis i Pensions de Barcelona (La Caixa) y entidades de su grupo e

1.- La Caixa participa con 109 millones de euros en el Préstamo modalidad "club deal", suscrito el 24 de noviembre de 2004 y desembolsado el 10 de enero de 2005, y ha renovado con Enagás durante el año 2005 una línea de crédito de 100 millones de euros.

2.- Los avales otorgados por La Caixa a Enagás ascienden, a 31 de diciembre de 2005, a 31 millones de euros. Además, Enagás tiene suscritos contratos de renting con entidades del grupo La Caixa por importe de 5 millones de euros en concepto de principal de los mismos.

3.- En enero de 2005 finalizaron cuatro contratos de FRAs por un importe total de 300.000 miles de euros para el periodo comprendido entre el 7 de enero de 2004 y el 10 de enero de 2005.

Las condiciones pactadas en todos los contratos firmados con La Caixa en cuanto a intereses, comisiones, gastos y garantías son las habituales de mercado.

· Operaciones con Repsol YPF y sociedades de su grupo

Enagás S.A. tiene arrendado a Repsol Investigaciones Petrolíferas S.A., el almacenamiento subterráneo de Gavicta, por el que Enagás S.A. ha pagado durante el ejercicio 2005 la cantidad de 23,48 millones de euros.

Retribuciones al Consejo de Administración

27.1 Retribuciones salariales

Las retribuciones devengadas por los miembros del Consejo de Administración de la Sociedad han ascendido a la cantidad de 1.933 miles de euros y 1.849 miles de euros para los ejercicios 2005 y 2004 respectivamente. En dichas cantidades se incluyen los importes correspondientes a dietas y demás cuantías percibidas por los Consejeros, en virtud de su pertenencia al Consejo y a las Comisiones, así como los importes correspondientes a su asistencia a las sesiones, en aplicación del acuerdo aprobado por la Junta General de 22 de abril de 2005, habiéndose respetado y cumplído los límites señalados en dicho acuerdo en las cuantías percibidas por los miembros del Consejo. Adicionalmente, se encuentran incluidas las cantidades correspondientes a los sueldos y retribuciones por el desarrollo de funciones ejecutivas por parte de los miembros del Consejo que tienen dichas responsabilidades, cantidades, éstas últimas, que son independientes de la retribución que anualmente fija la Junta General para retribuir la pertenencia al Consejo de Administración. Por último, se han incluido, igualmente, las cantidades correspondientes al abono de los gastos en que han incurrido los miembros del Consejo por su asistencia a las sesiones del mismo y de las Comisiones.

27.2 Otras retribuciones

Las aportaciones en materia de pensiones efectuadas durante el ejercicio 2005 ascienden a la cantidad de 10 miles de euros (9 miles de euros en el 2004), y las primas satisfechas en concepto de vida han sumado la cantidad de 65 miles de euros para el ejercicio 2005, (43 miles de euros en el 2004).

Los préstamos concedidos a los miembros del Consejo de Administración presentaban a 31 de diciembre de 2005 un saldo pendiente de 355 miles de euros, ( 389 miles de euros a 31 de diciembre de 2004), con condiciones de acuerdo al mercado.

28.

A los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en el articulo 127 ter de la LSA se incluye en la presente Memoria la información relativa a la participación en el capital y el desempeño de cargos por parte de los miembros del Consejo de Administración de Enagás S.A. en otras sociedades de análogo o complementario género de actividad al que constituye el objeto social. Se ha considerado, para la elaboración, que son sociedades con análogo o complementario genero de actividad al de Enagás aquellas sociedades que, por sí mismas, se dediquen a actividades de transporte, regasificación, distribución o comercialización de gas natural reguladas por la Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos.

Así, las participaciones en el capital de las sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad comunicadas a Enagás, S.A. por los Consejeros a 31 de diciembre de 2005 son las siguientes:

CONSEJERO	SOCIEDAD	PARTICIPACION
Sir. Robert Malpas	BP Pic	65.284 acciones
D. Luis Javier Navarro Vigil	BP Pic	62.320 acciones
CAM	Unión Fenosa	4,04%
	Poseidón Gas AIE	5,24%
	Nautilus Gas II AIE	5,24%
D. Rafael Villaseca Marco	Gas Natural, Sdg.	1.000 acciones
	Endesa	859 acciones
	lberdrola	636 acciones
BANCAJA	lberdrola	1%
	Endesa	0.032%
	Gas Natural, Sdg.	0,024%

A su vez, D. José Luis Olivas, representante de BANCAJA, ostenta 3.545 acciones de Endesa, 3.250 acciones de lberdrola, y 910 acciones de Gas Natural, Sdg.

Los cargos o funciones que ocupan los Consejeros de la Sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad que han sido comunicadas a la sociedad Enagás, S.A. a 31 de diciembre de 2005 son los siguientes:

CONSEJERO	CARGOS
Salvador Gabarró Serra	Presidente de Gas Natural, Sdg.
Luis Javier navarro Vigil	Presidente de BP España S.A.U.
Rafael Villaseca Marco	Consejero delegado de Gas Natural, Sdg.
Manuel Menéndez Menéndez	Representante físico de Peña Rueda en el Consejo de Naturcorp Redes S.A.U.

Garantías comprometidas con terceros 29.

Al 31 de diciembre de 2005 el Grupo tenía prestados avales ante terceros derivados de sus actividades por un

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importe de 56.551 miles de euros. Por otro lado, también tiene concedidos avales financieros por un total de 51.776 miles de euros como garantía de los préstamos concedidos por el Banco Europeo de Inversiones.

A su vez, 8.900 miles de euros corresponden a garantías concedidas a empresas del Grupo para garantizar deudas recogidas en el pasivo del balance de situación consolidado, príncipalmente por un préstamo que el Banco Santander Central Hispano, S.A. ha otorgado a la sociedad Gasoduto Braga-Tuy, S.A.

Los Administradores del Grupo estiman que no se derivarán pasivos significativos adicionales a los registrados en el balance de situación consolidado adjunto por las operaciones descritas en esta nota.

30. Información sobre medio ambiente

Las actividades del Grupo Enagás en el año 2.005 ratifican su compromiso de compatibilizar con el desarrollo económico actual, con la conservación de los recursos naturales para garantizar su uso por las generaciones futuras. Por este motivo el Grupo ha asumido públicamente los principios de respeto y preservación del medio ambiente como uno de sus criterios básicos de decisión empresarial. Este compromiso se encuentra plasmado en su Política Ambiental, que está constituida por un conjunto de principios cuya misión fundamental es garantizar que cualquier actividad o instalación del Grupo se lleve a cabo, desde su diseño inicial hasta el final de su vida útil, con el máximo respeto por el medio ambiente.

La aplicación práctica de la Política Ambiental lo constituye el Sistema de Gestión Ambiental certificado por AENOR según la norma ISO 14001. La gestión ambiental se traduce en una serie de normas y procedimientos que garantizan el conocimiento y control exhaustivo de los aspectos ambientales y la adopción de las medidas para la minimización y corrección de los efectos adversos sobre el medio ambiente.

Todas estas actuaciones de medio ambiente en el ejercicio 2.005 han alcanzado inversiones totales incluidas en el activo del Balance de Situación de 24.375 miles de euros, (13.245 miles de euros en el ejercicio 2004).

Asimismo, los gastos ambientales han ascendido en el ejercicio 2.005 a 717 miles de euros registrados en el epígrafe Otros gastos de explotación, (874 miles de euros en el ejercicio 2004).

Las posibles contingencias, indemnizaciones y otros riesgos ambientales en las que el Grupo Enagás pudiera incurrir están adecuadamente cubiertas con las pólizas de seguro de responsabilidad civil que tiene suscritas.

El Grupo Enagás no ha percibido ninguna subvención ni ingreso como consecuencia de actividades relacionadas con el medio ambiente.

Algunas instalaciones de Enagás, S.A. se encuentran afectadas en el ámbito de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. En la Resolución de 2 de diciembre del Ministerio de Medio Ambiente se ha publicado la propuesta de asignación de los derechos correspondientes para estas instalaciones.

Actualmente se está a la espera de la asignación definitiva y gratuita de los mismos, y su inscripción en el Registro Nacional de Derechos de Emisión.

31. Otra información

Mejoras de la calificación crediticia de Enagás: la agencia internacional Fitch Ratings otorgó a la sociedad Enagas, S.A. las calificaciones crediticias de "A+" a largo plazo, con perspectiva estable en ambos casos.

32.

Las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2005 han sido las primeras que han sido elaboradas de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera. Esta normativa supone, con respecto a la que se encontraba en vigor al tiempo de formularse las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo del ejercicio 2004:

Cambios en las políticas contables, criterios de valoración y forma de presentación de los estados . financieros que forman parte de las Cuentas Anuales.

La incorporación a las Cuentas Anuales Consolidadas de dos nuevos estados financieros: el estado de . cambios en el patrimonio neto consolidado y el estado de flujos de efectivo consolidados, y

Un incremento significativo en la información facilitada en la memoría de las Cuentas Anuales Consolidadas.

En la preparación de los estados financieros consolidados adjuntos, se ha tenido en cuenta las NIIF 1 en la que se establecen, para algunos casos concretos, determinadas alternativas que aplica las NIF por primera vez puede utilizar en la elaboración financiera y contable. Las alternativas elegidas por el Grupo ENAGÁS son las siguientes:

• Se ha tomado como coste amortizado del activo fijo tangible al 31 de diciembre de 2003 el valor en libros que los activos tenían bajo normativa española por asumir la Dirección de ENAGÁS que las revalorizaciones de activos que han tenido lugar de acuerdo a la normativa vigente refleja, aproximadamente, las variaciones de los precios.

Adicionalmente, las NIF establecen deternitivas en su aplicación, entre las que destacan las siguientes:

Tanto los activos intangibles como los activos registrados bajo los epigrafes "Inmovilizado Material" y . "Propiedades de inversión" pueden ser valorados a valor de mercado o a su coste de adquisición corregido por la amortización acumulada y los saneamientos realizados en su caso.

El Grupo Enagás ha optado por registrar los mencionados activos por el método de coste.

Las participaciones en negocios conjuntos pueden ser consolidadas por integración proporcional o por el . método de puesta en equivalencia utilizando el mismo criterio para todas las participaciones en negocios conjuntos que posea el Grupo.

El Grupo Enagás ha optado por utilizar el método de integración proporcional, afectando fundamentalmente a las participaciones en Gasoducto Al-Andalus, S.A., Gasoducto de Extremadura, S.A., Gasoduto Campo Mayor – Leira -Braga, S.A., y Gasoduto Braga -Tuy, S.A.

Las NIIF permiten dos tratamientos para la contabilización de las subvenciones de capital: deducir del valor . contable del activo el importe de las subvenciones de capital o bien presentar las citadas subvenciones como ingresos diferidos en el pasivo del balance de situación.

El Grupo Enagás ha optado por presentar las subvenciones de capital como deducciones de valor de los activos con los que se relaciona.

· Los desgloses requeridos por la NIF 1 en relación con la transición de la normativa contable española a las NIIF.

La Norma Internacional de Información Financiera Nº 1 exige que las primeras Cuentas Anuales Consolidadas elaboradas por aplicación de las Normas Internación Financiera incluyan una conciliación de los saldos de inicio y cierre del ejercicio inmediatamente anterior con los saldos de ciercicio precedente y de apertura del ejercicios al que estas cuentas anuales se refieren.

Seguidamente se presenta la conciliación de los saldos del Balance de Situación y de la Cuenta de Resultados, Consolidados, debiendo entenderse por:

Saldos de cierre: los que figuran en las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo que se prepararon conforme a criterios y principios contables españoles.
· Reclasificaciones: cambios con origen en la nueva forma de presentación de los estados financieros.
Ajustes: cambios con origen en los criterios de valoración y políticas contables modificados por la nueva normativa.
· · Saldos de apertura: los que resultan de considerar el efecto de los ajustes y reclasificaciones en los saldos de cierre.
· · Ref.: referencia al comentario en el que se explica la naturaleza de los ajustes y reclasificaciones más significativos.

Debido a las diferencias en principios contables a 31 de diciembre de 2004, el patrimonio bajo PCGA españoles es inferior al patrimonio bajo NIIF en 481.845 miles de euros y el resultado para el ejercicio terminado en la misma fecha es inferior en 7 miles de euros al presentado bajo NIF. Para el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2004 la diferencia en patrimonio es de 19.455 miles de euros. A continuación se incluye la conciliación entre los saldos de las principales partidas del Balance de Situación Consolidado y la Cuenta de Resultados Consolidada del Grupo Enagás al 1 de enero y 31 de diciembre de 2004, bajo normativa española, y los que resultan de aplicar la normativa internacional y que han sido tomados como base para la elaboración de estos Estados Financieros Consolidados:

32. 1 Balance de situación consolidado: Conciliación al 1 de Enero de 2004 -Activo y Pasivo-

●

	1 de enero de 2004

		Efecto de la
	Normativa	conversión a
	Española (*)	NIIF
			NIIF	Referencia
ACTIVO:
GASTOS DE ESTABLECIMIENTO		(5)		(a)
ACTIVOS NO CORRIENTES:	2.649.437	(375.643)	2.273.794
Activos intangibles	10.898	19.2371	30.1351	(b) (e)
Inversiones Inmobiliarias		7431	743	(c.3)
Inmovilizado material	2.603.170	(398.039)	2.205.131	(b.2) (c)
Activos financieros no corrientes	29.006	449	29.455	(d)
Activos por impuestos diferidos	6.363	1.967	8.330	(i)
Total activos no corrientes	2.649.442	(375.648)	2.273.794
GASTOS A DISTRIBUIR EN VARIOS EJERCICIOS	20.181	(20.181)		(e)
OTROS ACTIVOS CORRIENTES:	423.423	(5.750)	417.673
Existencias	2.407		2.407
Deudores comerciales y otras ctas a cobrar	359.2521	(1.449)	357.803	(1)
Otros activos financieros corrientes	6.776	(2.477)	4.299
Activos por impuestos corrientes	44.499		44.499
Otros activos corrientes	8.389	(4.301)	4.088	(i)
Efectivo y otros medios liquidos equivalentes	2.100	2.477	4.577
Total activos corrientes	443.604	(25.931)	417.673
TOTAL ACTIVOS	3.093.046	(401.579)	2.691.467
PASIVO:
Capital suscrito	358.101		358.101
Reservas	460.887	(3.261)		457.626 (a) (b) (d) (e) (t) (l)
[Resultado neto del periodo	142.019		142.019
l Dividendo activo a cuenta	(28.648)		(28.648)
l otal patrimonio	932.359	(3.261)	929.098
PASIVOS NO CORRIENTES	1.711.431/	(397.394)	1.314.037
Deudas con entidades de crédito	1.215.3111	(3.356)	1.211.955	(i) (f)
Otros pasivos financieros	29.589	2.486	32.075	(f)
Pasivos por impuestos diferidos	2.0981	210l	2.308	(i)
Provisiones	4.7371	2.2691	7.006	(d)
Otros pasivos no corrientes	459.696	(399.003)	60.693	(c.2)
IPASIVOS CORRIENTES	449.2561	(924)	448.332
Deudas con entidades de crédito	24.945	(945)	24.000	(f)
Otros pasivos financieros	5.309	21	5.330
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	359.682		359.6821
Pasivos por impuestos corrientes	28.623		28.623	(i)
Otros pasivos corrientes	30.697		30.697
TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO	3.093.0461	(401.579)	2.691.467

32. 2 Balance de situación consolidado: Conciliación al 31 de Diciembre de 2004 -Activo y Pasivo-

●

		31 de diciembre de 2004 Miles de Euros

		Efecto de la
	Normativa	conversión a
	Española (*)	NIF
			NIF	Referencia
ACTIVO:
GASTOS DE ESTABLECIMIENTO		(1)		(a)
ACTIVOS NO CORRIENTES:	2.967.917	(348.355)	2.619.562
Activos intangibles	12.047	18.460	30.507	(b) (e)
Inversiones Inmobiliarias		711	711	(c.3)
Inmovilizado material	2.921.889	(378.795)	2.543.094	(b.2) (c)
Activos financieros no corrientes	26.385	534	26.919	(Q)
Activos por impuestos diferidos	7.596	10.7351	18.331	(i)
Total activos no corrientes	2.967.918	(348.356)	2.619.562
GASTOS A DISTRIBUIR EN VARIOS EJERCICIOS	20.333	(20.333)
OTROS ACTIVOS CORRIENTES:	483.543	(1.698)	481.845	(ө)
Existencias	2.384		2.384
Deudores comerciales y otras ctas a cobrar	438.9621	(1.653)	437.309	(1)
Otros activos financieros corrientes	5.6461	(1.727)	3.919
Activos por impuestos corrientes	33.417		33.417
Otros activos corrientes	2.834	(45)	2.789
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes	300	1,727	2.027
				(i)
Total activos corrientes	503.8761	(22.031)	481.845
TOTAL ACTIVOS	3.471.794	(370.387)	3.101.407
PASIVO:
(Capital suscrito	358.1011
Reservas			358.101
(Resultado neto del periodo	532.1031	(19.447)	512.656	(a) (b) (d) (e) (t) (l)
IDividendo activo a cuenta	158.126	(8)	158.118
	(31.035)		(31.035)
Total patrimonio PASIVOS NO CORRIENTES	1.017.295	(19.455)	997.840
Deudas con entidades de crédito	1.800.043	(364.234)	1.435.809
Otros pasivos financieros	1.331.137	(1.011)	1.330.126	(i) (f)
Pasivos por impuestos diferidos	25.588	13.856	39.4441	(1)
Provisiones	2.414	2591	2.673	(i)
	10.880l	2.377	13.257	(d)
Otros pasivos no cornentes PASIVOS CORRIENTES	430.0241	(379.715)	50.309	(c.2)
Deudas con entidades de crédito	654.4561	13-302	667.758
	63.0071	(1.040)	61.967	(f)
Otros pasivos financieros	4.294	14.342	18.636
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	522.150		522.150
Pasivos por impuestos corrientes	31.798		31.798	(i)
Otros pasivos corrientes	33.207		33.207
TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO	3.471.794	(370.387)	3.101.407

ર 8

32. 3

	31 de diciembre de 2004
	Miles de Euros
Reconciliación de cuenta de resultados	Normativa Española (*)	Efecto de la conversión a NIF	NIIF	Referencia

Compra-Venta de gas mercado regulado	3.918I	(12.571)	(8.653)[	(k)
Ingresos por actividades reguladas	549.924	12.571	562.4951	(k)
Ingresos por actividades no reguladas	14.318		14.318
Otros ingresos de explotación	45.665	(14.896)	30.769	(c.2)
Trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado	7.082	(7.082)
Gastos de personal	(57.912)	2.026	(55.886)	(d)
Dotación a la amortización	(144.795)	20.742	(124.053)	(a) (b) (c.2) (c.3.)
Otros gastos de explotación	(143.951)	34	(143.917)	(b) (e)
RESULTADO DE EXPLOTACION	267.167	7.906	275.073
Ingresos financieros e ingresos asimilados	2.312	636	2.948
Gastos financieros y gastos asimilados	(35.231)	(136)	(35.367)	(f)
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS OPERACIONES
CONTINUADAS	234.2481	8.406	242.654
impuesto sobre las ganancias	(84.505)	്ച	(84.500)
RESULTADO DEL EJERCICIO DE OPERACIONES CONTINUADAS	149.743	8.4111	158.154

Resultados extraordinanos netos de impuestos Rdo.después de impuestos operaciones interrumpidas	1.300	(1.300) (36)	(36)	(h)
ÍRESULTADO DEL EJERCICIO	151.043	7.075	158.118

રતે

Las principales diferencias aplicables al Grupo Enagás entre la normativa contable española y las NIF son las siguientes:

a) Gastos de establecimiento y de Ampliación de capital
- La normativa contable en vigor en España permite la activación de los gastos de primer establecimiento, los gastos de consitición y de ampliación de capital. Estos gastos se valorarán por el precio de adquisición o coste de producción de los bienes y servicios que los constituyan y se amortizarán sistemáticamente en un plazo no superior a cinco años.
- Bajo NIIF, los desembolsos realizados como consecuencia de la adquisición o generación interna de un elemento inmaterial deben reconocerse en la Cuenta de Resultados del ejercicio en el que se incurren. Como excepción cabe destacar que los Gastos de Ampliación de Capital, normalmente incluidos dentro de los Gastos de Establecimiento siguiendo la Normativa Contable Española, se recogerán bajo NIIF netos de beneficios fiscales reduciendo el importe recibido de la ampliación de capital (Prima de Emisión o Capital) de los Fondos Propios. Si la ampliación de capital no se completa, los gastos de dicha ampliación de capital se recogen en la Cuenta de Resultados como un gasto del periodo en el que se incurra.
- Los Gastos de establecimiento y de ampliación de capital no amortizados a 31 de diciembre de 2003 (5 miles de euros) se han ajustado en los epígrafes "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo" por importe de 4 miles de euros y 1 miles de euros respectivamente.

Durante el ejercicio anual 2004, la amortización de los mencionados Gastos de establecimiento bajo PCGA españoles, ha ascendido a 4 miles de euros. Por tanto, a 31 de diciembre de 2004, se ha procedido a ajustar, de igual modo, los Gastos de establecimiento y de ampliación de capital no amortizados a 31 de diciembre de 2004 (1 miles de euros) en los epígrafes "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo". Asimismo, el efecto sobre la Cuenta de Resultados bajo NIIF, del ajuste de la amortización registrada bajo PCGA españoles, ha ascendido a 4 miles de euros de menor gasto registrados en el epigrafe de "Dotación a la amortización".

b) Activos Inmateriales

b.1) Gastos de investigación y desarrollo

Según la normativa española los Gastos de Investigación y Desarrollo serán gastos del ejercicio en que se realicen; no obstante, al cierre del ejercicio, podrán activarse como inmovilizado inmaterial cuando estén específicamente individualizados por proyectos y su coste claramente establecido para que pueda ser distribuido en el tiempo y se tenga motivos fundados del éxito técnico y de la rentabilidad económico-comercial del proyectos de que se trate. Así, los Gastos de Investigación y Desarrollo que figuren en el activo deberán amortizarse con la mayor brevedad posible y siempre dentro del plazo de cinco años desde que se concluya el proyecto de investigación o desarrollo que haya sido capitalizado.

El Grupo Enagás, valora los Gastos de Investigación y Desarrollo por su precio de adquisición o su coste de producción. Aquellos para los que se tienen motivos fundados para suponer su éxito técnico y su rentabilidad económico-comercial, se activan, amortizandose el 95% del coste en el primer año y el resto en el año siguiente.

Por el contrario, bajo NIIF todos los Gastos de Investigación han de cargarse a la Cuenta de Resultados en el momento en que se incurren, mientras que ios Gastos de Desarrollo se

capitalizarán sólo cuando se haya podido establecer la viabilidad tecnológica y comercial del activo para su venta o uso y se amortizarán en función de su vida útil. Si no se pudiese distinguir entre los costes de investigación y de desarrollo en un proyecto interno, todos los costes se considerarán que se encuentran en la fase de investigación y como tales deberán recogerse en la Cuenta de Resultados.

El Grupo Enagás ha establecido la política de eliminar de su Balance de Sítuación Consolidado el importe pendiente de amortizar de esta partida del Inmovilizado Inmaterial al no cumplir dichos gastos con los requisitos establecidos por la NIC 38.

El saldo de los Gastos de l+D pendiente de amortizar a 31 de diciembre de 2003 asciende a 198 miles de euros, procediéndose a su ajuste en los epígrafes "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo" por importe de 129 miles de euros y 69 miles de euros, respectivamente.

Durante el ejercicio 2004 bajo PCGA españoles, se han realizado altas de Gastos de I+D por importe de 1.084 miles de euros, así como amortizaciones con el criterio mencionado en los párrafos anteriores para estas altas por importe de 985 miles de euros. Únicamente uno de los proyectos, registrado a 31 de diciembre de 2004 por importe de 46 miles de euros, cumple los requisitos anteriormente indicados para la consideración bajo NIIF como gasto de desarrollo activable.

Por tanto, en el ejercicio 2004, bajo NIIF, se ajusta y reclasifica la dotación a la amortización realizada por importe de 1.139 miles de euros de la siguiente manera:

i. Reclasificación de la dotación a la amortización a "Gastos de (+D" por importe de 941 miles de euros.
ii. Ajuste por importe de 198 miles de euros de dotación a la amortización con cargo a los epígrafes de "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo" por importe de

129 miles de euros y 69 miles de euros, respectivamente.

Asimismo, bajo NIIF, se ajusta en resultados el "Gasto de l+D" por importe de 97 miles de euros al objeto de eliminar el saldo pendiente de amortizar registrado en inmovilizado inmaterial en el epigrafe de "Gastos de 1+D".

b.2) Otro inmovilizado inmaterial

El Grupo Enagás tiene registrado en este epígrafe los costes relativos a su Web corporativa. Tras el análisis realizado, se concluye que la misma no cumple los requisitos necesarios para ser considerado un activo que genere beneficios económicos futuros, por lo que se procede a su ajuste por el importe neto registrado (precio de coste menos amortización).

A 31 de diciembre de 2003, el coste correspondiente a la Web corporativa asciende a 217 miles de euros y la amortización acumulada a dicha fecha asciende a 38 miles de euros. El importe neto se ha ajustado en los epigrafes "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo" por importe de 116 miles de euros y 63 miles de euros respectivamente.

Durante el ejercicio 2004, bajo PCGA españoles, se han realizado altas asociadas a la mencionada Web corporativa por importe de 268 miles de euros. La dotación a la amortización realizada en el ejercicio 2004 para este inmovilizado inmaterial ascendería a 72 miles de euros.

En el ejercicio 2004, bajo NIIF, se realizan los siguientes ajustes y reclasificaciones:

i. Ajuste correspondiente al balance de apertura por importe de 179 miles de euros con cargo a los epigrafes de "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo" por importe de 116 miles de euros y 63 miles de euros respectivamente, por el importe pendiente de amortizar a 31 de diciembre de 2003.
ii. Reclasificación de la dotación a la amortización al epígrafe de "Otros gastos en operaciones" por importe de 72 miles de euros.
iii. Asimismo, bajo NIIF, se ajusta en resultados el importe pendiente de amortizar de las inversiones del ejercicio por importe de 196 miles de euros.
iv. La contrapartida de estos ajustes se corresponde con la baja del inmovilizado inmaterial registrado bajo PCGA, cuyo efecto bajo NIIF queda reflejado en la cuenta de "Reservas de Primera Aplicación" y en el epígrafe de "Otros gastos en operaciones" de la Cuenta de Resultados, tal y como hemos descrito.
Adicionalmente, el Grupo Enagás tiene registrado en su Inmovilizado Inmaterial un estudio de Regasificación de la Comunidad Autónoma de Extremadura que tras su comprobación y análisis, se ha decidido traspasarlo a Inmovilizado Material dada su asociación directa al coste del inmovilizado material del Gasoducto de la Plata. Este traspaso, a 31 de diciembre de 2003, implica varios aspectos:
- i. La reclasificación del saldo registrado como inmovilizado inmaterial por importe de 334 miles de euros a inmovilizado material.
- ii. La corrección de la amortización acumulada registrada hasta la fecha por la modificación del período de amortización de 5 a 30 años. Este ajuste asciende a 152 miles de euros como mayor valor de los epígrafes de "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto

diferido Pasivo" en una cuantía de 99 miles de euros y 53 miles de euros respectivamente.

iii. La reclasificación a 31 de diciembre de 2003 de la amortización acumulada de inmovilizado inmaterial corregida considerando la nueva vida útil del activo por importe de 48 miles de euros como amortización acumulada de inmovilizado material.

Durante el ejercicio anual 2004 no se han producido altas de este inmovilizado, registrándose únicamente bajo PCGA españoles la amortización del inmovilizado inmaterial registrado con el criterio mencionado en los párrafos anteriores por importe de 68 miles de euros. Por tanto, dado que no se han producido altas durante el ejercicio, a 31 de diciembre de 2004, se ha procedido a realizar la reclasificación anteriormente indicada por 334 miles de euros de inmovilizado inmaterial a inmovilizad material. Asimismo, se ha procedido a la corrección de la amortización acumulada y la dotación a la amortización registrada durante el ejercicio de acuerdo a la variación de los períodos de amonización anteriormente indicados, así como a su reclasificación de inmovilizado inmovilizado inmaterial a inmovilizado material. El efecto sobre la Cuenta de Resultados bajo NIIF, de esta corrección ha ascendido a 56 miles de euros de menor gasto registrados en el epígrafe de "Dotación a la amortización" (36 miles de euros netos de efecto fiscal).

Inmovilizado Material

c.1 ) Test de Deterioro

De acuerdo a las normas de valoración del PGC, deberán efectuarse las correcciones valorativas necesarias con el fin de atribuir a cada elemento de inmovilizado material el inferior valor de mercado que le corresponda al cierre de cada ejercicio, siempre que el valor contable del inmovilizado no sea recuperable por la generación de ingresos suficientes para cubrir todos los costes y gastos, incluida la amortización.

Cuando la depreciación de los bienes sea irreversible y distinta de la amortización sistemática, se contabilizará directamente la pérdida y la disminución del bien correspondiente. Es decir, la normativa española distingue entre una pérdida de valor temporal, la cual se provisiona pero puede ser revertida, y una pérdida permanente que es irreversible.

Según la NIC 36, Deterioro del valor de los activos, si el importe recuperable de un activo es inferior a su importe en libros registrado, entonces se entiende que se ha producido un deterioro del valor del activo, que debe ser reconocido contablemente de forma inmediata como una pérdida de valor por deterioro. Así la pérdida por deterioro es la diferencia existente entre el valor en libros de un activo y su valor recuperable.

La determinación del importe recuperable se debe realizar para aquellos activos que se contabilicen por su valor razonable y se debe realizar cuando exista un indicador del deterioro del activo o de la unidad generadora de efectivo. Donde el importe recuperable es el mayor entre el precio de venta neto y el valor en uso.

La estimación del valor en uso del activo debe ser realizada estimando las entradas y salidas futuras de efectivo, aplicando el tipo de descuento adecuado a estos flujos de efectivo futuros. Para lo cual las proyecciones de flujos de efectivo deben estar basadas en hipótesis razonables y fundamentales, que representen las mejores estimaciones de la gerencia de la empresa, y deben estar basadas en los presupuestos pronósticos de tipo financiero más recientes que hayan sido aprobadas por la gerencia de la empresa, teniendo en cuenta que las mismas deben cubrir como máximo un período de cinco años, salvo que pueda justíficarse un plazo mayor.

Adicionalmente las estimaciones de los flujos de efectivo futuros y del tipo de descuento habrán de tener en cuenta, de forma coherente, las hipótesis que se manejen respecto a los incrementos de precios debidos a la inflación general de la economía.

El tipo o tipos de descuento a utilizar deben ser tomados antes de impuestos, y se deben escoger tipos que reflejen las evaluaciones actuales del mercado sobre el valor temporal del dinero y los riesgos específicos del activo.

El Grupo Enagas ha optado por registrar su Inmovilizado con el criterio del Coste histórico y hasta la fecha no ha realizado un análisis de "Deterioro de valor" sobre sus activos. La práctica totalidad de su inmovilizado material corresponde a los activos de transporte, regasificación y almacenamiento de gas, así como aquellos necesarios para el desarrollo de sus actividades reguladas de compra-venta de gas a clientes regulados y Gestor Técnico del Sistema. La Sociedad ha considerado que dicho análisis de deterioro no resulta necesario dado que, tanto las mencionadas actividades, como su actividad principal de propietario y gestor de las

infraestructuras de transporte, regasificación y almacenamiento de gas se encuentra retribuido a través de la regulación vigente, y por tanto el importe registrado del inmovilizado asociado a las mismas no presenta dudas sobre su recuperación.

En este sentido, la Sociedad ha tomado la decisión considerando las características de su negocio y actividades antes mencionadas, así como la información utilizada por el Consejo de Administración para la gestión de la Sociedad, que las Unidades Generadoras de Efectivo consideradas para la valoración y clasificación de su inmovilizado son las tres siguientes: actividad de transportista (incluye transporte, almacenamiento y regasificación de gas), actividad de Gestor Técnico del Sistema y actividad de compra-venta de gas a clientes regulados.

c. 2) Subvenciones de capital

Tal y como se describe en el punto g) posterior, la Sociedad ha procedido a reclasificar el saldo de subvenciones de capital del pasivo del balance como menor valor del inmovilizado material afecto a dichas subvenciones, lo que ha supuesto, a 31 de diciembre de 2003, una disminución del saldo de inmovilizado material de 399.009 miles de euros.

Durante el ejercicio 2004, bajo PCGA españoles, se han registrado altas de subvenciones por importe de 1.076 miles de euros y aplicaciones de las mismas por importe de 20.364 miles de euros. Por tanto, a 31 de diciembre de 2004, se ha procedido a la reclasificación anteriormente detallada del saldo de subvenciones de capital del pasivo del balance, como menor valor del inmovilizado material afecto a dichas subvenciones, por importe de 379.715 miles de euros. El efecto de la reclasificación del importe de subvenciones aplicado, ha supuesto una menor dotación a la amortización del inmovilizado material y un menor ingreso por traspaso de subvenciones de capital a resultado de 20.364 miles de euros.

c. 3) Inmuebles de inversión
- La Sociedad ha procedido de acuerdo con lo establecido por las NIIF a reclasificar a 31 de diciembre de 2003 el saldo correspondiente al inmueble y terreno propiedad de Enagás, S.A. ubicados en Valencia, y que la Sociedad tiene alquilado a terceros, del epígrafe de Inmovilizado material al epigrafe de Inmuebles de Inversión por importe neto de 743 miles de euros

correspondientes a un valor bruto del edificio y terreno de 1.127 miles de euros y una amortización acumulada de 384 miles de euros. A 31 de diciembre de 2004 el efecto de la reclasificación es de 711 miles de euros correspondientes a un valor bruto del edificio y terreno de 1.129 miles de euros y una amortización acumulada de 418 miles de euros.

c. 4) Provisión desmantelamiento Serrablo
- - De acuerdo con lo establecido por las NIF, la Sociedad ha procedido a incrementar el valor del inmovilizado material correspondiente al almacenamiento de Serrablo por el importe de los costes de desmantelamiento previstos a la finalización de la concesión.
- de mayor valor del almacenamiento subterráneo. Dicho ajuste se ha realizado con abono a los epigrafes de provisión por desmantelamiento y de amortización acumulada de Instalaciones subterráneas por importes de 1.820 y 517 miles de euros, respectivamente y con cargo a los epígrafes de "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido Activo" por importes de 259 miles de euros y 140 miles de euros respectivamente.
- Durante el ejercicio 2004, bajo NIIF, la Sociedad ha procedido a registrar el gasto financiero correspondiente a la actualización financiera de la provisión y la dotación a la amortización

correspondiente al mayor valor del inmovilizado material por importes de 136 y 64 miles de euros, respectivamente, junto con el "Impuesto diferido Activo" correspondiente por importe de 69 miles de euros.

d) Inmovilizado Financiero - Provisiones para riesgos y gastos.

La sociedad, de acuerdo con su política retributiva, tiene registrada una provisión para cubir las obligaciones devengadas en concepto de Premio de Permanencia. La Sociedad realiza aportaciones a un Fondo de Inversión Mobiliario para cubrir estas obligaciones devengadas. De acuerdo con la normativa vigente española los activos financieros correspondientes (Fondo de Inversión Mobiliario), se presentan valorados a coste o mercado el más bajo, sin recogerse en la Cuenta de Resultados los posibles incrementos de valor del activo hasta su materialización. Dado que la misma se produce a la jubilación o baja del trabajador beneficiario del Plan de Permanencia, la Sociedad no contabiliza ni el beneficio por el incremento del valor, ni el gasto correspondiente al estar cubierto el mismo.
Bajo NIIF dicho Fondo (FIM) se ha clasificado en inversiones disponibles para la venta, y se valora a valor razonable, de acuerdo con el valor de su cotización en el mercado en cada cierre contable. Si bien dado que dicho Fondo se crea para dar cobertura a la Provisión por Premio de permanencia a la que va asociado, las variaciones de valor del fondo suponen variaciones por el mismo importe en la provisión que tiene asociada.
bajo PCGA de 449 miles de euros. Dicho incremento del Fondo supone por tanto un incremento de la provisión asociada al mismo por dicho importe, no teniendo a 31 de diciembre de 2003 ningún impacto patrimonial.
del importe registrado bajo PČGA de 534 miles de euros. Dicho incremento, al igual que a 31 de diciembre de 2003, supone un incremento tanto de la valoración del activo financiero como de la provisión asociada y no tiene ningún efecto patrimonial. En la Cuenta de Resultados del ejercicio 2004, se ha registrado la variación del fondo respecto a 31 de diciembre de 2003, por importe de 85 miles de euros, como un mayor ingreso financiero y un mayor gasto de personal por el mismo importe con abono a la provisión.
e) Gastos a distribuir en varios ejercicios: Gastos de formalización de deudas, gastos por intereses diferidos y otros gastos financieros diferidos.
- - Bajo normativa española, estos gastos son aquellos de naturaleza jurídico-formal que son necesaríos para la emisión o modificación de valores de renta fija y para la formalización de deudas cuya vigencia es superior al año.

Los gastos de formalización de deudas se valorarán por su precio de adquisición o coste de producción, mientras que los gastos por intereses diferidos se valorarán por la diferencia entre el valor de reembolso y el valor de emisión de las deudas que correspondan. En principio deberán afectarse al ejercicio a que correspondan y excepcionalmente, dichos gastos podrán distribuirse en varios ejercicios, en cuyo caso deberán imputarse a resultados durante el plazo de vencimiento de las correspondientes deudas y de acuerdo con un plan financiero; en todo caso deberán estar totalmente imputados cuando se amorticen las deudas a que correspondan.

De acuerdo con la normativa internacional, al proceder a reconocer, inicialmente, un activo o un pasivo financiero, la empresa debe registrarlos por su coste, que será el valor razonable de la contraprestación que se haya dado (en el caso de un activo) o que se haya recibido (en el caso de un pasivo) a cambio de los mismos. Los costes de transacción deben ser incluidos en la medición

inicial de todos los activos y los pasivos de carácter financiero. En consecuencia los costes directamente relacionados con la emisión de deuda se deducen del importe originalmente reconocido y luego se amortizan a través de la Cuenta de Resultados durante la vida de la deuda

de acuerdo con el método del tipo de interés efectivo. No se reconocen por separado como activos. Los intereses se registran en la Cuenta de Resultados a medida que se incurre en ellos utilizando el método de interés efectivo.

En consecuencia los gastos procedentes de la Comisión de la Comisión de Up-Front-Fee de los préstamos con Entidades de Crédito es reclasificada minorando la deuda a la que está asociada en el ejercicio 2004 por un importe de 1.011 miles de euros.

El grupo Enagas a 31 de diciembre de 2003 tiene registrado bajo normativa española en el epígrafe "Gastos a distribuír en varios ejercicios" un importe de 19.747 miles de euros que corresponde a los Derechos de transporte que los gasoductos portugueses (Gasoducto Campo-Maior-Lleiria-Braga, S.A. y Gasoducto Braga-Tuy, S.A.) tienen con Transgas, S.A. y que se reclasifican como inmovilizado inmaterial, ya que cumplen con los criterios de la NIC 38, y se amortizan de forma lineal durante la vida del contrato.

A 31 de diciembre de 2003, la Sociedad ha reclasificado el saldo registrado en este epigrafe por importe total de 19.747 miles de euros, a los epígrafes de "Otro inmovilizado inmaterial" por importe de 25.319 miles de euros y "Amortización acumulada otro inmovilizado inmaterial" por importe de 5.572 miles de euros.

Adicionalmente, el Grupo Enagás tiene registrado en el epigrafe de "Gastos a distribuír en varios ejercicios", un importe por el canon pagado por anticipado por el derecho de transporte obtenido de la sociedad Gas de Euskadi, S.A. Dicho derecho de transporte no cumple con la definición de Inmovilizado inmaterial establecido por la NIC 38. El Grupo Enagás ha procedido a ajustar dicho saldo por un total de 434 miles de euros, ajustándose en los epígrafes "Reservas de Primera Aplicación" e "Impuesto diferido activo" en una cuantía de 282 miles de euros y 152 miles de euros, respectivamente.

Asimismo, durante el ejercicio 2004, bajo PCGA españoles se han aplicado gastos a distribuir por este concepto por importe de 68 miles de euros. El efecto sobre la Cuenta de Resultados bajo NIIF, de esta corrección ha ascendido a 68 miles de euros de menor gasto registrados en el epigrafe de "Otros gastos de explotación" (44 miles de euros netos de efecto fiscal).

t) Instrumentos financieros derivados

El Grupo utiliza determinados financieros para gestionar su exposición a las variaciones de flujos de tesorería por riesgo de interés. De acuerdo con la normativa contable española, los derivados se valoran por su coste o valor de mercado, el menor de los dos.
Las Normas Internación Financiera establecen en la NIC 32, que la Sociedad deberá describir sus objetivos y políticas de gestión de los riesgos financieros, incluyendo su política de cobertura para cada uno de los tipos principales de transacciones previstas en los que se utilice la contabilización de coberturas, así como suministrará también una descripción de la amplitud con que se utilizan los instrumentos financieros, los riesgos asociados a ellos y los propósitos de negocio a los que sirven.
De acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera, todos los derivados, tanto si son designados de cobertura como si no lo son, se han de contabilizar a valor razonable, siendo éste el valor de mercado para instrumentos no cotizados.
Si una cobertura del flujo de efectivo cumpliese las condiciones establecidas para ser considerada

como tal de acuerdo con la NIC 39, se contabilizará de la forma siguiente:

· La parte de la pérdida o ganancia del instrumento de cobertura que se haya determinado como cobertura eficaz se reconocerá directamente en el patrimonio neto; y

· La parte ineficaz de la pérdida o ganancia del instrumento de cobertura se reconocerá en el resultado del ejercicio.

A 31 de diciembre de 2003 el Grupo Enagas ha realizado de acuerdo con sus mejores estimaciones un análisis y valoración de los instrumentos de cobertura existentes de acuerdo con su política de gestión de riesgos financieros y con los criterios establecidos en las Normas Internacionales de Información Financiera. Dicha valoración, la cual establece la existencia de
una cobertura de flujos de efectivo de tipos de interés, ha puesto de manífiesto un pasivo financiero que ha sido registrado como tal por importe de 2.507 miles de euros, ajustándose en "Reserva de cobertura" e "Impuesto diferido Activo" por importes de 1.630 miles de euros y 877 miles de euros respectivamente.
Asimismo a 31 de diciembre de 2004, la valoración realizada de los derivados existentes a dicha fecha pone de manifiesto un pasivo financiero no registrado bajo PCGA por importe de 27.202 miles de euros, cuya contrapartida se refleja como una menor "Reserva por cobertura" por importe de 17.682 miles de euros y un mayor "Impuesto diferido Activo" por importes de 9.520 miles de euros.
Subvenciones de capital g)
- Según la normativa española, las subvenciones de capital de carácter no reintegrable se recogerán en el pasivo del balance como ingresos a distribuir en varios ejercicios y se imputarán a resultados, para los activos depreciables, en proporción a la depreciación sufrida en el periodo por los activos financiados con dicha subvención y para los activos no depreciables, se imputará al resultado del ejercicio en el que se produzca la enajenación o baja en inventario de los activos.
- Bajo la normativa internacional, las subvenciones relacionadas con activos-subvenciones de

capital- se pueden presentar en el Balance de Situación Consolidado, bien como ingresos diferidos o bien como deducciones de valor de los activos con los que se relaciona. El Grupo Enagás ha optado por deducir las subvenciones del valor del activo correspondiente, tal y como se ha indicado en el apartado c.2. anterior. Asimismo, los efectos en los estados financieros a 31 de diciembre de 2003 y 31 de diciembre de 2004 se indican en el mencionado apartado, junto con el efecto del ejercicio 2004 transcurrido.

h) Contabilización de partidas extraordinarias
- De acuerdo con la normativa contable vigente en España, las partidas extraordinarias son todas aquéllas que son ajenas a las actividades ordinarias y típicas de la empresa y que no son frecuentes.
- La NIC 1 prohibe que se presenten "partidas extraordinarias" en la Cuenta de Resultados o en las notas, por lo que todas las transacciones de la compañía se presentarán como de las actividades ordinarías al considerar que es la naturaleza de la transacción la que debe determinar su presentación y no su frecuencia. Sin embargo, la NIC 1 exige que se informe en las notas de la naturaleza e importe de partidas materiales de ingresos o gastos no recurrentes.
- La Sociedad ha procedido a reclasificar los ingresos y gastos extraordinarios recogidos en la Cuenta de Resultados Consolidada bajo PCGA del ejercicio 2004 bajo aquellos epígrafes de la Cuenta de Resultados Consolidada NIIF correspondientes, en función de su naturaleza:

Conceptos reclasificados al epígrafe de "Ingresos accesorios y otros de gestión corriente": beneficios procedentes del inmovilizado por importe de 19 miles de euros, exceso de provisiones para riesgos y gastos por importe de 720 miles de euros, ingresos y beneficios de otros ejercicios por importe de 4.653 miles de euros y otros ingresos extraordinarios por importe de 77 miles de euros.

ii. Ingresos y beneficios de otros ejercicios por importe de 300 miles de euros y 551 miles de euros, reclasificados a los epígrafes de "Otros gastos de explotación" e "Ingresos de participaciones de capital".

iii. Gastos y pérdidas de otros ejercicios por importe de 4.971 miles de euros y otros gastos extraordinarios por importe de 9 miles de euros, reclasificados a los epigrafes, "Gastos de personal" y "Otros gastos de explotación" respectivamente.
iv. Variación de la provisión de cartera de control por importe de 40 miles de euros, reclasificados al epígrafe, "Resultado después de las operaciones interrumpidas".

Impuesto sobre las ganancias l )

La normativa contable establece que el gasto por Impuesto sobre Sociedades del ejercicio se calcula en función del resultado económico antes de impuestos, aumentado o disminuido, según corresponda, por sus diferencias permanentes. En consecuencia las diferencias temporarias reflejan la diferente imputación temporal bajo el punto de vista fiscal y contable de los gastos e ingresos.
De acuerdo con las NIF, la contabilización del gasto por impuesto sobre las ganancias se realiza de acuerdo con el método del pasivo basado en el balance general. En consecuencia, los impuestos anticipados y diferidos se registran en función de las diferencias entre el valor en libros

de los activos y pasivos y su base fiscal.

El Grupo Enagas ha considerado para cada uno de los apuntes contables el aspecto mencionado anteriormente. Dichos apuntes aparecen detalladas en cada una de las notas de los puntos descritos en esta Nota de reconciliación.
Presentación de los estados financieros
- La NIF 1 establece que deben ser reclasificados aquellos activos, pasivos y componentes del patrimonio neto reconocidos según los PCGA anteriores, con arreglo a las categorías de activo, pasivo o componente del patrimonio neto que le corresponda según NIIF.
- En consecuencia a 31 de diciembre de 2004 el Grupo Enagás ha procedido a reclasificar diversos conceptos. La principal reclasificación realizada por la Sociedad, y no comentada en el resto de apartados, ha sido la correspondiente a la minoración tanto de los ingresos como de los gastos correspondientes a la tasa portuaria pagada y a la vez cobrada por la Sociedad, por un importe 8.751 de miles de euros, motivado por la nueva regulación referente a puertos y concesiones asociadas a los mismos.
k) Ingresos de explotación, aprovisionamientos
- Bajo PCGA los ingresos por ventas se miden por la contraprestación recibida de los clientes o consumidores por los bienes suministrados, excluyendo las cantidades cobradas por cuenta de

terceros. El reconocimiento de los ingresos por venta de bienes debe producirse cuando se satisfagan una serie de condiciones o requisitos, que demuestren que la ejecución es completa, tales como que el vendedor de los bienes ha transferido al comprador los riesgos y ventajas significativos de la propiedad, se han completado todos significativos y el vendedor no retiene ningún tipo de participación en el control efectivo de los bienes transferidos, en un grado que pueda asociarse usualmente con la propiedad, y no existe incertidumbre significativa a la contraprestación que se derivará de la venta de los bienes, al coste asociado, incurrido ya o por incurrir, de producir o comprar los bienes y a la medida en la cual los bienes pueden ser devueltos.

Bajo NIIF los ingresos ordinarios procedentes de la venta de bienes deben de ser reconocidos y

registrados en los estados financieros cuando se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

· La empresa ha transferido al comprador los riesgos y ventajas, de tipo significativo, derivados de la propiedad de los bienes.
La empresa no conserva para sí ninguna implicación en la gestión corriente de los bienes vendidos, en el grado usualmente asociado con la propiedad, ni retiene el control efectivo sobre los mismos.
El importe de los ingresos ordinarios puede ser valorado con fiabilidad.
Es probable que la empresa reciba los beneficios económicos asociados con la transacción.
Los costes incurridos o por incurrir, en relación con la transacción pueden ser valorados con fiabilidad
La valoración de los ingresos ordinarios debe hacerse utilizando el valor razonable de la contrapartida recibida o por recibir, derivada de los mismos.
Los ingresos ordinarios comprenden solamente las entradas brutas de beneficios económicos recibidos y por recibir, por parte de la empresa, por cuenta propia. Las cantidades recibidas por cuenta de terceros, tales como impuestos sobre las ventas, sobre productos o sobre el valor añadido, no constituyen entradas de beneficios económicos para la empresa y no producen aumentos en su patrimonio neto. Por tanto, estas entradas se excluirán de los ingresos ordinarios. De la misma forma, en una relación de comisión, entre un principal y un comisionista, las entradas brutas de beneficios económicos del comisionista incluyen importes recibidos por cuenta del principal, que no suponen aumentos en el patrimonio neto de la empresa. Los importes recibidos por cuenta del principal no constituirán ingresos ordinarios, aunque sí lo será el importe de las comisiones.
La Cuenta de Resultados Consolidada de Enagas a 31 de diciembre de 2004 bajo PCGA españoles, presentaba unos ingresos por ventas y unos gastos en concepto de aprovisionamientos de 724.469 miles de euros y 720.551 miles de euros respectivamente, derivados del suministro de gas a tarifa.
Bajo normativa internacional, tal y como hemos descrito en el punto anterior, Enagás actúa como gestor de la compra-venta de gas a clientes a tarifa, y por dicha actividad percibe una retribución cuyo objetivo es cubrir los costes incurridos en la realización de la misma. En consecuencia los

ingresos y los gastos procedentes de la compra-venta de gas para tarifa regulada son eliminados de la cuenta de resultados consolidada, registrándose únicamente el importe de 8.653 miles de euros por el coste de ventas asociado a las mermas de energía del proceso. Adicionalmente, el

ingreso procedente de la retribución regulada por gestión de compra-venta, ha sido reclasificado como mayor valor del epígrafe de "Ingresos por actividades reguladas" por importe de 12.571 miles de euros.

l) Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
- Bajo PGCA dentro del epigrafe deudores varios se registran los saldos pendientes de liquidación correspondiente a las retribuciones de actividades reguladas de los ejercicios 2002, 2003 y 2004.
  -
- Bajo NIIF se ha procedido a actualizar dichos saldos al coste medio financiero de la Sociedad Dominante. Los saldos actualizados a 31 de diciembre de 2003 ascendieron a 24.072 miles de euros para la liquidación pendiente del 2002, mientras que a 31 de diciembre de 2004 los importes ascendieron a 24.797 miles de euros y 16.465 miles de euros para las liquidaciones pendientes del 2002 y 2003 respectivamente.

Negocios conjuntos 33.

A continuación se presentan datos sobre las sociedades en negocios conjuntos de la Sociedad al 31 de diciembre de 2005:

Sociedad	Pals		Método contabiliza. İnversion	0/0	% Derecho de Voto controlados por Enagás, S.A.	Miles de Euros
		Actividad					Datos de la Entidad Participada ("
						Valor Neto en libros	Activos			Resultado Pasivos Patrimonio del ejercicio 4.0 10.0
Gasoducto Al-Andalus, S.A.	Madrid	Transporte de Gas	IP	66,96	50	23.744	114.573	114.573	49.597	8.064
Gasoducto de Extremadura, S.A.	Madrid	Transporte de Gas	l P	51	50	9.732	52.018	52.018	27.647	6.765
Gasoduto Campo Maior Leiria Braga, S.A.	Portugal	Transporte de Gas	l P	12	50	3.195	93.633	83.633	37.381	8.825
(Gasoduto Braga-Tuy, S.A. TOTAL	Portugal	Transporte de Gas	l.P	ਧਰਿ	50	2.546	18.542	18.542	6.742	1.217

I.P .: Integración Proporcional.

(") Los datos se corresponden con los datos de las sociedades individuales bajo criterios contables del país correspondiente y antes de realizar los ajustes de homogeneización previos a la consolidación de los estados financieros.

(*) Los datos en Gasoduto Campo Mayor-Leiria-Braga, S.A., y Gasoduto Braga-Tuy, S.A. según se indican en la nota 1a) corresponden al cierre al 30 de noviembre de 2005.

GRUPO ENAGÁS

El Consejo de Administración de la sociedad Enagás, S.A. en fecha 22 de febrero de 2006, y en cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 171 de la Ley de Sociedades Anónimas y del artículo 37 del Código de Comercio, formuló las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2005, las cuales vienen constituidas por los documentos anexos que preceden a este escrito.

No obstante, y a los efectos de lo dispuesto en el artículo 171.2 de ia LSA, se hace constar que las cuentas no han sido firmadas por los Consejeros D. Jesús David Álvarez Mezquíriz y Sir Robert Malpas, por no asistir ninguno de ellos a la sesión en que las cuentas fueron formuladas y por encontrarse fuera de territorio español, habiendo sido imposible recabar su firma.

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INFORME DE GESTIÓN DEL GRUPO ENAGÁS.

Evolución del Grupo en 2005

El beneficio neto se sitúa en 190.960 miles de euros con un incremento del 20,77% con respecto al ejercicio anterior.

El importe neto de la cifra de negocios es de 646.211 miles de euros.

Las inversiones del ejercicio 2005 alcanzaron una cífra de 358.667 miles de euros. Las inversiones aprobadas por el Consejo de Administración de la sociedad Enagás, S.A. ascendieron a 354,1 millones de euros, cifra que corresponde fundamentalmente al proyecto del gasoducto de conexión transversal entre los gasoductos Córdoba-Madrid y Alicante-Valencia, así como las estaciones de compresión asociadas al

mismo.

Los fondos propios del Grupo Enagás se sitúan en 1.110.429 miles de euros.

El capital social está representado por 238.734.260 acciones ordinarias al portador de 1,50 euros de valor nominal cada una, totalmente desembolsadas.

La Sociedad no ha realizado ninguna operación con acciones propias.

· La puesta en marcha del quinto tanque de la Planta de Barcelona, con capacidad de almacenamiento de 150.000 m³ de GNL y del tercer tanque de la Planta de Cartagena con capacidad de 127.000 m³ de GNL. Igualmente se ha ampliado la capacidad de emisión en Barcelona, en Cartagena y en Huelva a 1.500.000 m³ (n)/h, 900.000 m³ (n)/h y 1.050.000 m³ (n)/h respectivamente.

· Incremento de la capacidad nominal total de regasificación en las tres Plantas en 750.000 m³ (n)h.
· A finales del año 2005 el Grupo Enagás, S.A. explotaba 7.360 Km de tuberías diseñadas para operar a presiones máximas de 72 y 80 bar respecto a los 7.158,1 Km que disponía en diciembre del año 2004, aumentando así la seguridad de suministro y el desarrollo de zonas que hasta ahora no disponían de gas natural.
· Los activos de transporte más importantes puestos en explotación durante el año 2005 han sido: los ya mencionados nuevos tanques de Barcelona y Cartagena, los gasoductos Málaga-Estepona Tramo II, Castelnou-Fraga-Tamarite de Litera, Arbós-Tivisa, Cartagena-Lorca (fase II), y ramal Totana-Murcia. lgualmente se han realizado ampliaciones en las estaciones de compresión de Córdoba Fase II, Almendralejo, Sevilla, Bañeras Fase II y Tivissa.
· · Durante el año 2005 se han puesto en servicio 19 nuevas estaciones de regulación/medida alcanzando a finales del año la cifra de 310 en operación.

Con todo, a finales del año 2005 la infraestructura gasista de el Grupo Enagás, S.A., integrada por la red Básica de gas natural, era la siguiente:

Las Plantas de regasificación de Barcelona, Huelva y Cartagena disponen de una capacidad total de almacenamiento de 987.000 m² de GNL contra los 710.00 m² del año 2004 con un incremento de 277.000 m², una capacidad de emisión de 3.450.000 m³(n)/h. frente a los 2.700.000 m³(n)/h del año 2004 con un incremento de 750.000 m³(n)/h.

Los Almacenamientos subterráneos de Serrablo (Huesca) y Gaviota (Vizcaya).

Red de gasoductos con una longitud total de 7.360 Km con los siguientes ejes principales:

Eje Central: Huelva-Córdoba-Madrid-Burgos-Cantabria-País Vasco. (con el Huelva-Sevilla-Córdoba-Madrid duplicado)

Eje Oriental: Barcelona-Valencia-Alicante-Murcia-Cartagena.

Eje Occidental: Almendralejo-Cáceres-Salamanca-Zamora-León-Oviedo.

Eje Occidental hispano-portugués: Córdoba-Badajoz-Portugal (Campo Maior-Leiria-Braga) —Tuy-Pontevedra-A Coruña-Oviedo.

Eje del Ebro: Tivisa-Zaragoza-Logroño-Calahorra-Haro.

Las siguientes entradas de gas al sistema por gasoductos:

Norte: Gasoducto Hispano-Francés Calahorra-Lac, que conecta la Península Ibérica con la red europea de gasoductos.

Sur: Gasoducto Magreb-Europa y conexión con los yacimientos de Marismas-Palancares en el valle del Guadalquivir.

Acontecimientos posteriores

Actividades de investigación y desarrollo

En el área de transporte de gas se han realizado trabajos para asegurar la continuídad del suministro y la eficiencia técnica y económica, garantizando los máximos niveles de seguridad y de respeto medioambiental.

GRUPO ENAGÁS

El Consejo de Administración de la sociedad Enagás, S.A. en fecha 22 de febrero de 2006, y en cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 171 de la Ley de Sociedades Anónimas y del artículo 37 del Código de Comercio, formuló el Informe de Gestión del ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2005, el cual viene constituido por los documentos anexos que preceden a este escrito.

No obstante, y a los efectos de lo dispuesto en el artículo 171.2 de la LSA, se hace constar que las cuentas no han sido firmadas por los Consejeros D. Jesús David Álvarez Mezquíriz y Sir Robert Malpas, por no asistir ninguno de ellos a la sesión en que las cuentas fueron formuladas y por encontrarse fuera de territorio español, habiendo sido imposible recabar su firma.

AI Terminal

Enagas S.A.

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Deloitte

ENAGÁS, S.A.

EJERCICIO 2005

DATOS GENERALES DE IDENTIFICACIÓN

UNIDADES

BALANCE NORMAL

BALANCE NORMAL

BALANCE NORMAL

MEMORIA DE LAS CUENTAS ANUALES DE ENAGÁS, S.A. DEL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005

Nota 2. Bases de presentación de las cuentas anuales

Comisión Europea, son las siguientes:

b) Comparación de la información.

Nota 3. Propuesta de distribución de resultados

Importe en miles de euros

Resultado contable neto a 31 de Octubre de 2005

Nota 5. Regulación de retribución

c) Liquidación de peajes asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas

d) Ingresos por la actividad de Compra-Venta de gas

Sistemas de liquidación f)

Desarrollo del Marco Regulatorio g)

establecen la retribución a percibir a lo largo del año 2006 por todas las sociedades que ejercen la actividad de regasificación, almacenamiento, transporte o distribución.

Nota 6. Inmovilizaciones inmateriales

Nota 7. Inmovilizaciones materiales

El impacto de los Trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado ha supuesto un aumento en la inversión de 8.181 miles de euros.

Nota 8. Inmovilizaciones financieras e Inversiones financieras temporales

El detalle de las participaciones es el siguiente:

Nota 9. Gastos a distribuir en varios ejercicios

Nota 10. Existencias

Nota 11. Deudores

Nota 12. Fondos propios

Nota 13. Ingresos a distribuir en varios ejercicios

Dichas subvenciones han sido recibidas de los siguientes Organismos:

Nota 14. Provisiones para riesgos y gastos

Nota 15. Deudas con entidades de crédito y Deudas con empresas del Grupo y asociadas

tienen concedidos.

Nota 16. Situación fiscal

Nota 18. Aprovisionamientos

El número medio de empleados de la Sociedad durante el ejercicio, distribuido por categorías es el siguiente:

Nota 20. Otros gastos de explotación

Nota 21. Resultados extraordinarios

Nota 22. Compromisos y contingencias

Nota 23. Otra Información

Nota 24. Medio ambiente

Nota 25. Acontecimientos posteriores al cierre

ENAGÁS, S. A.

INFORME DE GESTIÓN DE ENAGÁS, S. A.

Evolución de la Sociedad en 2005

de gas natural, era la siguiente:

Acontecimientos posteriores

ENAGÁS, S.A.

Dependientes

Deloitte

INFORME DE AUDITORÍA DE CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS

A los accionistas de Enagás, S.A .:

Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al Ejercicio anual terminado el 31 de Diciembre de 2005.

ENAGÁS S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES BALANCES DE SITUACIÓN CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004 (Expresado en miles de euros)

ENAGÁS S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES CUENTAS DE RESULTADOS CONSOLIDADAS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004 (Expresado en miles de euros)

ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO EN LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Y 2004 Expresado en miles de euros

ENAGAS, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES

1. Actividad del Grupo

Bases de presentación de las cuentas anuales y principios de consolidación

2.1. Principios contables

2.2. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas

2.3 Principios de consolidación

3. Normas de valoración

Activos intangibles വ

D. Inmovilizado material

Deterioro de valor de activos materiales e inmateriales C.

ਾਂ Arrendamientos operativos

Activos financieros e.

Efectivo y otros medios líquidos equivalentes

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar

f. Existencias

இ. Patrimonio neto y pasivo financiero

h. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar

Clasificación de deudas entre corriente y no corriente .

Obligaciones por prestaciones por retiro