Endesa S.A.

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Carta a los Accionistas y Otros Grupos de Interés CARTA A LOS ACCIONISTAS Y OTROS GRUPOS DE INTERÉS Estimados accionistas, Un año más compartimos con usted el balance de un ejercicio en el que nuestro desempeño nos deja muchos logros y también aprendizajes. Cerramos el año 2021 siendo la mayor eléctrica de la península ibérica, con avances firmes y constatables hacia la descarbonización de nuestra actividad, con importantes hitos en la digitalización y plataformización de nuestra red y servicios y con los objetivos financieros alcanzados. Unos objetivos que nos permiten combinar rentabilidad a la par que ser reconocidos como una de las empresas con mejor valoración en criterios de sostenibilidad. Hemos cerrado un ejercicio marcado, una vez más, por una pandemia global que ha afectado y sigue afectando a la normal operativa de empresas, instituciones y sociedad. A esto se le ha unido un entorno sectorial fuertemente afectado por el incremento de los precios mayoristas de la luz en Europa y por numerosos cambios regulatorios que, sin duda, nos han obligado a adaptarnos, a aprender y a continuar con nuestro empeño y compromiso con el desarrollo sostenible. En este contexto, el imparable camino emprendido para transitar a un modelo energético sostenible se ha visto afectado, pero en ningún caso frenado. Tanto es así, que hemos continuado adaptando nuestra actividad a las macrotendencias que van a seguir marcando la transición energética. Y es en este entorno complejo, incierto, volátil, donde la sostenibilidad se ha consolidado como un factor clave para afrontar los problemas actuales y el futuro que hoy estamos construyendo. Las empresas que no pongan la sostenibilidad en el centro de su actividad no podrán competir en el futuro cercano. En el caso de Endesa, durante el ejercicio 2021 hemos continuado avanzando hacia un modelo de negocio sostenible que nos ha permitido aportar el máximo valor en beneficio de todos nuestros grupos de interés. Aun habiendo dejado atrás un año marcado por la pandemia, podemos confirmar nuestro compromiso con la transición energética en España. Logros y compromisos. Durante el ejercicio 2021 hemos cumplido todos los objetivos que nos marcamos en nuestro plan estratégico. Hemos logrado un sólido comportamiento operativo y financiero, hemos mantenido y acelerado nuestra senda de descarbonización, hemos avanzado aún más nuestra estrategia de digitalización y de impulso a la electrificación. Todo ello sobre la base de unos sólidos resultados que nos van a permitir, además, distribuir un dividendo sobresaliente. Queremos destacar que seguimos trabajando y avanzando en nuestro compromiso social, bien sea como consecuencia del proceso de transición energética, que entendemos debe ser justa, o bien como consecuencia del impacto de la pandemia en la sociedad. Hemos continuado desplegando la segunda parte de nuestro Plan de Responsabilidad Pública que lanzamos en abril de 2020 y que hemos extendido durante el 2021 a diferentes proyectos encaminados esencialmente a favorecer la reactivación económica. Seguiremos desempeñando el papel de liderazgo que nos corresponde desde Endesa y desde la Fundación Endesa. Descarbonización, renovables y digitalización. Endesa es el principal operador de electricidad en España y el segundo en Portugal. Somos la mayor compañía eléctrica de la península ibérica, con 21,9 GW de capacidad gestionada, contamos con la mayor red de distribución de electricidad, con más de 300.000 kilómetros de red y con 12,5 millones de usuarios finales conectados a las redes digitalizadas más avanzadas del país. Gestionamos una importante base de 11,9 millones de clientes en España y Portugal. Queremos aprovechar las oportunidades derivadas del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima español y de los fondos para la recuperación que llegarán de la Unión Europea. Tenemos previsto invertir 31.000 millones hasta 2030. De la inversión estimada a 2030, más de 12.000 millones los destinaremos a nueva potencia renovable para alcanzar los 24 GW operativos. Esa inversión es un 20 por ciento superior a la estimada hace un año. Con ello, el volumen de potencia renovable triplicará los más de 8,3 GW alcanzados a cierre de 2021. Otros 12.000 millones, igualmente un 20 por ciento más que la cantidad prevista el año pasado, los destinaremos a digitalización y modernización de la red para mejorar la calidad del servicio y aumentar la base de activos regulados a más de 13.000 millones. En cuanto a la red de recarga de vehículos eléctricos, hemos cifrado en más de 400.000 (sumando públicos y privados) los puntos que estarán operativos a 2030. Hemos adelantado a 2040 nuestra reconversión hacia una empresa completamente descarbonizada, objetivo que prevemos lograr sin usar técnicas de captura de carbono ni de compensación de emisiones. Endesa colaborará así a la meta marcada a nivel Grupo por su matriz, Enel. Aceleraremos la salida de nuestro negocio de producción con emisiones, así como de venta de gas, y seremos así una compañía eléctrica 100 por cien renovable, contribuyendo desde nuestra actividad a los objetivos de la Agenda 2030. Llevamos años liderando la transformación digital con el fuerte compromiso de buscar la eficiencia continua a través de la digitalización de los negocios. En digitalización, el mayor esfuerzo lo estamos realizando en los activos de Distribución, especialmente en la automatización y digitalización de la red, pero también en Generación para una mayor eficiencia operativa de las plantas. La transformación digital incluye también la mejora de procesos de gestión de los datos, almacenamiento en la nube, toma de decisiones en base al análisis de datos y la promoción de la ciberseguridad. En esta transformación, nuestra apuesta por la digitalización y el desarrollo de plataformas es absolutamente crítica para acelerar la transición energética. La electricidad debe ser distribuida y entregada a los clientes de manera eficiente, confiable y segura, y para ello es preciso incrementar la eficiencia de la red y su digitalización. Un ejemplo de esto es el progresivo incremento de nuevas necesidades de los clientes como la carga de vehículos eléctricos o una respuesta rápida para solucionar problemas, necesidades o incidencias. Para ello es necesario asegurar un acceso sencillo y de alta calidad a cualquier necesidad eléctrica. Y eso se logra impulsando la digitalización de la red. En este sentido, en noviembre anunciamos inversiones en distribución de 2.900 millones para el periodo 2022- 24, un 12 por ciento más que en nuestro anterior plan. De ese importe, 1.300 millones los destinaremos a la digitalización de estas infraestructuras. Gracias a ello, proseguiremos con la mejora de la calidad de servicio. Respecto a la plataformización, hemos de subrayar que es una evolución lógica de la digitalización. Plataformizar es trabajar de una manera integrada y transversal poniendo al cliente en el centro, aprovechando todas las oportunidades que la tecnología nos brinda. Esto nos permite, por ejemplo, afrontar nuestra relación con nuestros clientes prestando servicios bajo modelos de suscripción y no solamente ofreciendo un producto basado en el suministro de energía. Rentables y sostenibles. Si hay algo por lo que estamos dispuestos a ser percibidos, es por compatibilizar la rentabilidad de nuestro negocio con el máximo cuidado del capital social, ecológico y humano. Ser sostenibles y ser rentables es absolutamente posible. Nuestro sólido desempeño financiero y de sostenibilidad en los últimos años ha aumentado la confianza de los inversores en Endesa. El liderazgo del Grupo Enel y compromiso de Endesa en materia de sostenibilidad está siendo reconocido, como así lo acredita nuestra presencia en numerosos índices como la calificación AAA de MSCI y la confirmación de nuestra presencia en los índices MSCI ESG Leaders, los índices de sostenibilidad Dow Jones World y Europa, el CDP Climate “A”List, el rating Vigeo Eiris en el que el Grupo ocupa el primer lugar en todos los sectores y el índice Euronext Vigeo Eiris 120, el rating ESG de Refinitiv y el índice FTSE4Good, siendo líder del sector en ambos casos. El Grupo Enel también está presente en los tres índices principales que evalúan el desempeño corporativo de diversidad de género: Índice de Igualdad de Género de Bloomberg, Índice de Diversidad e Inclusión de Refinitiv Top 100 y Clasificación de Top 100 de Igualdad de Género de Equileap. Y todo ello lo hemos hecho con una plantilla comprometida, dedicada y entregada para hacer posible que nada fallase y el objetivo de llevar la energía a hogares y empresas. En lo referido al proceso de transición energética, nuestra compañía es y va a seguir siendo un actor esencial en la reconversión industrial que está viviendo el sector. Somos uno de los principales inversores en España y, gracias a la ejecución y cumplimiento de nuestro plan estratégico, seremos clave en el desarrollo económico y en la aceleración de la transición energética. Seguiremos desempeñando el papel de liderazgo que nos corresponde. En definitiva, hoy ponemos en sus manos nuestra memoria correspondiente al ejercicio 2021 en la que encontrará el detalle de nuestro desempeño financiero y las claves de nuestra cada vez más reconocida acción sostenible. Queremos agradecerle su confianza y mostrarle nuestro total compromiso para seguir liderando el sector eléctrico ibérico, asegurándole una rentabilidad alineada con las exigencias de crecimiento y sostenibilidad. Reciban un saludo afectuoso, Informe Financiero Anual Consolidado de ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 ÍNDICE DE CONTENIDOS. I. Carta a los Accionistas y Otros Grupos de Interés II. Informe de Auditoría de Cuentas Anuales Consolidadas III. Informe de Gestión Consolidado 1. ENDESA 2. Gobierno Corporativo 3. Estrategia y Riesgos 4. Rendimiento y Métricas 5. Perspectiva Anexo I: Estado de Información no Financiera IV. Cuentas Anuales Consolidadas V. Declaración de Responsabilidad II. Informe de Auditoría de Cuentas Anuales Consolidadas III. Informe de Gestión Consolidado ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes Informe de Gestión Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 2 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Índice. 1. Bases de Presentación. ............................................................................................................................ 5 1.1. Informes Corporativos de ENDESA. ................................................................................................ 5 1.2. Análisis de Materialidad. .................................................................................................................. 5 1.3. Matriz de Conectividad. .................................................................................................................... 6 1.4. Foro Económico Mundial (FEM). Indicadores de Desempeño (KPIs). ............................................ 8 1.5. Taxonomía de la Unión Europea (UE). ............................................................................................ 9 ENDESA ........................................................................................................................................................... 13 2. Descripción de la Entidad. ...................................................................................................................... 14 2.1. Actividades principales. .................................................................................................................. 14 2.2. Magnitudes más relevantes. .......................................................................................................... 14 2.3. Creación de valor y el modelo de negocio sostenible. ................................................................... 15 2.4. Mapa Societario. ............................................................................................................................ 19 GOBIERNO CORPORATIVO ........................................................................................................................... 22 3. Sistema de Gobierno Corporativo. ......................................................................................................... 23 3.1. Gobierno Corporativo enfocado en los objetivos de Sostenibilidad............................................... 23 3.2. Estructura organizativa. .................................................................................................................. 24 3.3. Sistema de incentivos. ................................................................................................................... 24 3.4. Valores y pilares de la ética empresarial. ...................................................................................... 24 ESTRATEGIA Y RIESGOS .............................................................................................................................. 26 4. Evolución Previsible. .............................................................................................................................. 27 4.1. Contexto de política energética. ..................................................................................................... 27 4.2. Plan Estratégico 2022-2024. .......................................................................................................... 27 4.3. Principales indicadores financieros. ............................................................................................... 29 4.4. Planificación a largo plazo y visión a 2030. ................................................................................... 30 5. Escenario de Referencia. ....................................................................................................................... 33 5.1. Evolución de los principales indicadores del mercado................................................................... 33 5.2. Mercado de electricidad y gas........................................................................................................ 34 5.3. Cambio Climático y escenarios a largo plazo. ............................................................................... 35 6. Principales Riesgos e Incertidumbres Asociados a la Actividad de ENDESA. ...................................... 43 6.1. Política General de Control y Gestión de Riesgos. ........................................................................ 43 6.2. El Modelo de Prevención de Riesgos Penales y Antisoborno de ENDESA. ................................. 45 6.3. El Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF). ............................................ 47 6.4. Control y gestión de riesgos. .......................................................................................................... 48 6.5. Principales riesgos e incertidumbres. ............................................................................................ 49 RENDIMIENTO Y MÉTRICAS ......................................................................................................................... 77 7. Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs). ...................................................................................... 78 8. Hechos Relevantes del Periodo. ............................................................................................................ 80 8.1. Comparabilidad de la información. ................................................................................................. 80 8.2. Variaciones en el perímetro de consolidación. .............................................................................. 81 8.3. Crisis sanitaria COVID-19. ............................................................................................................. 81 9. Evolución Operativa y Resultado de ENDESA en el ejercicio 2021. ..................................................... 81 9.1. Evolución operativa. ....................................................................................................................... 81 3 9.2. Análisis de resultados. ................................................................................................................... 84 9.3. Valor creado para los grupos de interés. ....................................................................................... 95 10. Análisis Patrimonial y Financiero. ........................................................................................................ 96 10.1. Capital invertido neto y financiación. ............................................................................................ 96 10.2. Gestión financiera. ....................................................................................................................... 97 10.3. Gestión de capital. ...................................................................................................................... 101 10.4. Flujos de efectivo. ...................................................................................................................... 103 10.5. Inversiones. ................................................................................................................................ 104 10.6. Obligaciones contractuales y operaciones fuera de Balance. ................................................... 105 11. Resultados por Segmentos. ............................................................................................................... 105 11.1. Generación y comercialización. ................................................................................................. 108 11.2. Distribución. ................................................................................................................................ 108 11.3. Estructura y otros. ...................................................................................................................... 109 11.4. Resultados por Segmentos e inversiones según Taxonomía de la Unión Europea (UE). ........ 110 12. Cambio Climático y Equilibrio con el Medioambiente. ....................................................................... 111 12.1 Cambio Climático. ....................................................................................................................... 111 12.2. Protección del medioambiente. .................................................................................................. 115 13. Innovación y Digitalización. ................................................................................................................ 121 13.1. Modelo de innovación. ............................................................................................................... 122 13.2. Patentes y licencias. ................................................................................................................... 123 13.3. Contexto y objetivos de las actividades de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i). ..... 124 13.4. Inversiones en Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i). ................................................. 124 13.5. Principales ámbitos de actuación. .............................................................................................. 124 14. Personas............................................................................................................................................. 130 14.1. Plantilla. ...................................................................................................................................... 130 14.2. Salud y Seguridad Laboral (SSL). .............................................................................................. 130 14.3. Gestión responsable de personas. ............................................................................................ 132 14.4. Clima laboral............................................................................................................................... 135 14.5. Liderazgo y desarrollo de las personas. .................................................................................... 135 14.6. Formación. .................................................................................................................................. 137 14.7. Atracción y retención del talento. ............................................................................................... 138 14.8. Diálogo social. ............................................................................................................................ 139 14.9. Relación responsable con las Comunidades. ............................................................................ 139 14.10. Cadena de suministro sostenible. ............................................................................................ 142 14.11. Economía Circular. ................................................................................................................... 142 15. Política de Sostenibilidad. .................................................................................................................. 144 15.1. El Compromiso de ENDESA con la Sostenibilidad. ................................................................... 144 15.2. La Contribución de ENDESA a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas. ................................................................................................................................................ 144 16. Marco Regulatorio. ............................................................................................................................. 145 16.1. Marco normativo de España. ..................................................................................................... 145 16.2. Marco normativo de Europa. ...................................................................................................... 153 17. Acciones propias. ............................................................................................................................... 155 18. Información Bursátil. ........................................................................................................................... 155 19. Otra Información. ................................................................................................................................ 157 19.1. Gestión de la calificación crediticia. ........................................................................................... 157 19.2. Política de Dividendos. ............................................................................................................... 158 20. Información sobre los Instrumentos Financieros. .............................................................................. 159 21. Acontecimientos Posteriores al Cierre. .............................................................................................. 159 22. Información sobre el Periodo Medio de Pago a Proveedores. ........................................................... 160 4 23. Informe Anual de Gobierno Corporativo. ............................................................................................ 160 24. Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad. ..................................................................... 160 25. Propuesta de Aplicación de Resultados. ............................................................................................ 160 PERSPECTIVA ............................................................................................................................................... 161 26. Evolución Previsible de la Gestión. .................................................................................................... 162 Anexo I: Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad .................................................................... 164 Leyenda. Actividad Descripción de Actividad Generación Convencional Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Distribución Estructura y Servicios 5 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 1. Bases de Presentación. 1.1. Informes Corporativos de ENDESA. El Informe Financiero Anual Consolidado de ENDESA consta de las Cuentas Anuales Consolidadas y del Informe de Gestión Consolidado y se configura como el documento integrado de información corporativa de ENDESA, basado en la transparencia y responsabilidad de la información. El objetivo de dicho Informe Financiero Anual Consolidado de ENDESA es describir sus líneas estratégicas, que se resumen en la premisa “Sostenibilidad = Valor”, así como presentar los resultados y las perspectivas a medio y largo plazo del modelo de negocio sostenible e integrado que, en los últimos años, ha fomentado la creación de valor en el contexto del proceso de Transición Energética. ENDESA se ha inspirado en el concepto de reporting “Core&More” del organismo “Accountancy Europe” y ha elaborado su propio informe corporativo al servicio de sus grupos de interés de forma coherente, lógica y estructurada, desarrollando un concepto propio de presentación de los datos económicos, sociales, medioambientales y de gobierno corporativo, de conformidad con las normas específicas, recomendaciones de referencia y mejores prácticas internacionales. Como consecuencia de lo anterior, el Informe Financiero Anual Consolidado es el “Core Report” y pretende ofrecer una visión integral del ENDESA, de su modelo de negocio sostenible e integrado y del correspondiente proceso de creación de valor, incluyendo las informaciones financieras y no financieras, cualitativas y cuantitativas, consideradas más relevantes según una evaluación de materialidad que también tiene en cuenta las expectativas de sus grupos de interés. Adicionalmente, los “More Report”, documentos adicionales al “Core Report”, que contienen información más detallada y complementaria, referida a normas específicas, son los siguientes: − Informe Financiero Anual Individual, que consta de las Cuentas Anuales e Informe de Gestión de ENDESA, S.A., requerido por el Artículo 253 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital (LSC). − Informe Anual de Gobierno Corporativo, así como el Informe Anual sobre Remuneraciones de los Consejeros, que a su vez forman parte del Informe de Gestión Consolidado, requerido por el Artículo 538 del Real Decreto Ley 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital (LSC). − Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad, que forma parte del Informe de Gestión Consolidado, requerido por la Ley 11/2018, de 28 de diciembre, por la que se modifica el Código de Comercio, el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital (LSC) aprobado por el Real Decreto Ley 1/2010, de 2 de julio, y la Ley 22/2015, de 20 de julio, de Auditoría de Cuentas, en materia de Información no Financiera y diversidad. Para garantizar comprensión y seguimiento adecuados entre el “Core Report” y los “More Report” se establecen referencias cruzadas. 1.2. Análisis de Materialidad. El Informe Financiero Anual Consolidado pretende representar la capacidad del modelo de negocio de ENDESA para crear valor a corto, medio y largo plazo a sus grupos de interés, garantizando la coherencia de la información presentada en el mismo. 6 ENDESA mantiene relaciones constantes con todos sus grupos de interés al objeto de comprender y satisfacer sus necesidades, entre ellas de información, teniendo en cuenta la importancia de las repercusiones del modelo de negocio de ENDESA respecto a todos los intereses, con vistas a la creación de valor común. La información financiera y no financiera presentada en los distintos documentos del conjunto de informes corporativos se seleccionan según su materialidad relativa, determinada de acuerdo con un marco, metodologías y evaluaciones específicas. Los principios fundamentales seguidos para la elaboración de este Informe Financiero Anual Consolidado son los siguientes: Principios Fundamentales Descripción Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) e interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF), según han sido adoptadas por la Unión Europea (UE). • Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 han sido elaboradas de acuerdo con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y en las interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF), según han sido adoptadas por la Unión Europea (UE) a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado, de conformidad con el Reglamento (CE) n.º 1606/2002, de 19 de julio, del Parlamento Europeo y del Consejo y demás disposiciones del marco normativo de información financiera aplicables a ENDESA (véanse Notas 2.1 y 3.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). “Guía para la Elaboración del Informe de Gestión de las Entidades Cotizadas”. • Guía emitida por el Grupo de Expertos designado por la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). “Practice Statement 2” – “Making Materiality Judgements”, publicada por el “International Accounting Standards Board” (IASB). • Establece los requisitos para seleccionar la información a publicar sobre la base de un análisis de materialidad con consideración de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas, incluidos en el Plan Estratégico de ENDESA. • ENDESA realiza un análisis de materialidad que se describe en el punto 3 del Apartado Visión de la Compañía del Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado) que tiene como objeto identificar las prioridades de los grupos de interés. Recomendaciones del “Task Force on Climate- related Financial Disclosures” (TCFD). • Estas recomendaciones han orientado la estructura del Informe de Gestión Consolidado, con enfoque integrado, en capítulos de acuerdo con los cuatro pilares propuestos: Gobierno Corporativo, Estrategia y Riesgos, Rendimiento y Métricas, y Perspectiva. Dichas recomendaciones están alineadas con los principios de “Value Reporting Foundation”. “IFRS Standards and climate-related disclosures” y “Effects of climate-related matters on financial statements”, publicados por el “International Accounting Standards Board” (IASB). • Documentos publicados por “International Accounting Standards Board” (IASB) sobre los efectos de los asuntos relacionados con el clima en los Estados Financieros, a considerar para evaluar los impactos y riesgos del Cambio Climático en los Estados Financieros Consolidados. “Standard Global Reporting Initiative” (GRI). • “Standard Global Reporting Initiative” (GRI), de acuerdo con el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado, y los "Aspects" del suplemento “Global Reporting Initiative” (GRI) dedicado al sector de las compañías eléctricas (“Electric Utilities Sector Disclosures”) de referencia. Informe “Toward Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” publicado por el “International Business Council” (IBC) del Foro Económico Mundial (FEM). • Indicadores de desempeño (KPIs) del informe “Toward Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” publicado por el “International Business Council” (IBC) del Foro Económico Mundial (FEM) (véase Apartado 1.4 de este Informe de Gestión Consolidado). 1.3. Matriz de Conectividad. La matriz de conectividad de ENDESA muestra las relaciones entre los objetivos estratégicos de ENDESA y el Gobierno Corporativo, la Estrategia y Riesgos, los Rendimientos y Métricas y la Perspectiva de las Líneas de Negocio. 7 Matriz de Conectividad Negocio Creación de Valor ODS (1) Gobierno Corporativo Estrategia y Riesgos strategia Riesgos y Oportunidades Rendimiento y Métricas Perspectivas / Objetivos Plan Estratégico 2022-2024 Estrategia Riesgos Generación Convencional y Generación Renovable Generación 7 y 13 Capítulo 2. Gobierno Corporativo de este Informe de Gestión Consolidado -Descarbonización. Aceleración en los compromisos de descarbonización del parque de generación, mediante un mayor impulso a las energías renovables que permitirá que el 92% de la producción de energía en la Península Ibérica a cierre de 2024 esté libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) . Estratégicos: -Normativa. -Clima. -Sostenibilidad. -Condiciones de los mercados. -Competencia. Financieros: -Suministros. -Tipo de cambio. -Clima y meteorología. -Tipo de interés. -Capacidad de financiación. -Riesgo de crédito. -Clientes y proveedores Tecnologías Digitales: -Ciberseguridad. -Gestión de las actividades a través de tecnologías de la información. Operacionales: -Construcción de instalaciones. -Indisponibilidad no programada. -Cobertura deseguros. -Personas. -Salud y Seguridad Laboral. Cumplimiento -Protección de datos. Otros: - -Medioambiental. -Defensa de la competencia. -Judiciales y arbitrajes. -Fiscales. -Intereses de ENEL. -Imagen y reputación. Innovación y Digitalización Personas Evolución Operativa -Generación de electricidad -Capacidad instalada neta Análisis de Resultados -Ingresos -EBITDA (2) / EBIT (2) -Inversiones brutas -Capacidad renovable que permita que la actividad de generación eléctrica en 2040 sea 100% libre de emisiones (70% en 2030). Inversión bruta prevista por importe de 12.000 millones de euros (3) . -Salida del negocio del carbón en 2027 y del negocio de producción eléctrica con gas en 2040. -Salida del negocio minorista de comercialización de gas en 2040. Comercialización de Energía Clientes 7, 9, 11 y 13 -Electrificación de la demanda. Consolidación de la posición de liderazgo y apalancamiento en el uso de nuevas plataformas que permitan una ventaja competitiva mediante la gestión basada en el valor del cliente y el desarrollo de nuevos servicios y productos personalizados que cubran sus nuevas necesidades. Innovación y Digitalización Personas Evolución Operativa -Venta de energía eléctrica -Venta de gas -Puntos de recarga -Usuarios finales -Demanda responsable -Almacenamiento Análisis de Resultados -Ingresos EBITDA (2) / EBIT (2) -Inversiones brutas (2) -El número de clientes del mercado liberalizado crecerá previsiblemente un 23%, situándose en aproximadamente 6,9 millones en 2030. Inversión bruta prevista por importe de 4.100 millones (3) . –ENDESA estima que tendrá 400.000 puntos de recarga de vehículos eléctricos a final de esta década. -ENDESA estima que dispondrá de una base de hasta 2,6 GW en instalaciones de gestión de la demanda que permitirá el uso de nuevos sistemas y modelos de gestión. Comercialización de otros Productos y Servicios Distribución Redes 9,11 y 13 -Progreso en el desarrollo y operación de redes más eficientes que permitan integrar el incremento de capacidad renovable y la electrificación del transporte, con la ambición de ser el operador de red digital que logre la excelencia en el Sector. - Innovación y Digitalización Personas Evolución Operativa -Energía distribuida -Redes de distribución y transporte -Pérdidas de energía -Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada -TIEPI -Duración de las interrupciones en la red de distribución SAIDI Análisis de Resultados- Ingresos EBITDA (2) / EBIT (2) -Inversiones brutas (2) -ENDESA aspira a tener una base de activos regulados de aproximadamente 13.000 millones de euros en 2030. Inversión bruta prevista por importe de 12.000 millones de euros (3) . -El número de usuarios finales de la red de ENDESA se estima que crecerá un 6% hasta 13,1 millones. (1) Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). (2) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (3) Corresponde a inversiones brutas estimadas entre los ejercicios 2021 y 2030. 8 1.4. Foro Económico Mundial (FEM). Indicadores de Desempeño (KPIs). El Foro Económico Mundial (FEM) ha definido unas métricas comunes, mediante indicadores de desempeño (KPIs), para elaborar informes, medir y comparar los niveles de Sostenibilidad de las compañías a través de su informe “Measuring Stakeholder Capitalism: Towards Common Metrics and Consistent Reporting of Sustainable Value Creation” al objeto de medir la eficacia de sus acciones para conseguir los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) establecidos por las Naciones Unidas (ODS) en el modelo de negocio adoptado para crear valor para los grupos de interés. A continuación, ENDESA desglosa los 21 indicadores de desempeño (KPIs) descritos en el informe de Foro Económico Mundial (FEM) ordenados de acuerdo a los cuatro pilares conceptuales clave de los criterios “Environmental, Social, Governance” (ESG) y establece su correspondencia con los indicadores de desempeño (KPIs) desglosados en este Informe de Gestión Consolidado. Foro Económico Mundial (FEM) Informe Financiero Anual Consolidado 2021 Pilar Aspectos 21 KPIs Principales KPIs representativos de los 21 KPIs Principales del Foro Económico Mundial (FEM) 2021 Referencias (1) Principios de gobierno Propósito del gobierno corporativo Establecer el propósito - Capítulo 2. Gobierno Corporativo Calidad del órgano de gobierno Composición del órgano de gobierno Mujeres en el Consejo de Administración (%) 36,4 Apartado 14.3 Compromiso con los grupos de interés Cuestiones importantes que afectan a los grupos de interés - Apartado 1 Conducta ética Anticorrupción Trabajadores que han recibido formación en las políticas y procedimientos anticorrupción (%) 40 Apartado 6.2 Infracciones Comprobadas del Código Ético (n.º) 1 Asesoramiento ético protegido y mecanismos de denuncia Denuncias Totales Recibidas por Posibles Infracciones del Código Ético (n.º) 7 Apartado 6.2 Supervisión de riesgos y oportunidades Integración de riesgos y oportunidades en los procesos empresariales - Apartado 6 Planeta Cambio Climático Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 1 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) (t) 10.702.129 Apartado 12.1 Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 2 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) – location based (t) 470.773 Emisiones Indirectas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) - Alcance 2 - Adquisición de Energía de la Red (t) 5.516 Emisiones indirectas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) -Alcance 2 - Pérdidas de la Red de Distribución (t) 465.257 Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 3 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) (t) 21.737.472 Implementación de Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) - Capítulos: 2. Gobierno Corporativo. 3. Estrategia y Riesgos, 4. Rendimiento y Métricas y 5. Perspectiva. Perjuicios para la Naturaleza Uso de la tierra y sensibilidad ecológica Superficie Ocupada por Instalaciones que se encuentran dentro de algún Espacio Natural protegido (km 2 ) 789 Apartado 12.2 Disponibilidad de agua potable Consumo de agua y extracción en zonas con estrés hídrico Extracciones de Agua Totales para Uso Industrial (millones m 3 ) 4,6 Apartado 12.2.3 Extracción de Agua para Uso Industrial en Zonas con Estrés Hídrico (%) 18 Consumo de Agua Total (millones m 3 ) 1,9 Consumo de Agua en Zonas con Estrés Hídrico (%) 0,88 9 Foro Económico Mundial (FEM) Informe Financiero Anual Consolidado 2021 Pilar Aspectos 21 KPIs Principales KPIs representativos de los 21 KPIs Principales del Foro Económico Mundial (FEM) 2021 Referencias (1) Personas Dignidad e igualdad Diversidad e inclusión Porcentaje de Mujeres sobre el Total de Empleados en Plantilla Final (%) 25,5 Nota 52.1 Igualdad salarial Brecha Salarial. Remuneración Fija + Variable + Beneficios Sociales (%) (2) 8,1 Apartado 14.7 Nivel salarial Ratio de remuneración del Consejero Delegado (3) 29 Na Riesgo de incidentes de explotación infantil, trabajo forzoso u obligatorio Evaluación en la cadena de suministro de la protección del trabajo de los menores de edad y del respeto de la prohibición del trabajo forzoso Apartado 3.4.2 Salud y bienestar Salud y seguridad Número de Accidentes Mortales (n.º) (4) 1 Apartado 14.2 Índice de Frecuencia de Accidentes Mortales (5) - Índice de Frecuencia de Accidentes Mortales (6) 0,02 Número de Accidentes Graves (n.º) (4) 2 Índice de Frecuencia de Accidentes Graves (5) - Índice de Frecuencia de Accidentes Graves (6) 0,06 Competencias para el futuro Formación impartida Impulso de la Formación a Empleados (nº medio de horas de formación por empleado) (7) 43,95 Apartado 14.6 Gasto en formación de empleados (millones de euros) 34 Prosperidad Empleo y generación de riqueza Cantidad absoluta y tasa de empleo Personas contratadas (n.º) 678 Apartado 14.1 Tasa de incorporación (%) (8) 7,3 Finalizaciones de contratos (n.º) 934 Tasa de Rotación (%) (9) 10,1 Aportación económica - Apartado 9.3 Aportación a la inversión financiera Inversiones brutas (millones de euros) 2.432 Apartado 10.5 Compra de acciones propias (millones de euros) (10) 3 Nota 35.1.8 y Apartado 17 y 19.2 Dividendos Abonados (millones de euros) 2.132 Innovación en productos y servicios mejores Gasto total en I+D Inversión bruta directa en Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) (millones de euros) 7 Apartado 13.4 Vitalidad comunitaria y social Total de impuestos pagados Valor económico distribuido a Administración Pública (millones de euros) 1.147 Apartado 9.3 (1) Apartados de este Informe de Gestión Consolidado y Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Diferencia existente entre la remuneración fija media de los hombres y las mujeres, como porcentaje de la remuneración fija media de los hombres (%). (3) Relación entre la remuneración total del Consejero Delegado de ENDESA y la remuneración anual bruta media de los empleados de ENDESA. (4) Incluye personal propio y personal subcontratado. (5) Personal propio. (6) Personal subcontratado. (7) Formación media impartida a cada empleado (número medio de horas de formación). (8) Porcentaje de nuevas incorporaciones sobre plantilla final. (9) Porcentaje de finalización de contratos sobre plantilla final. (10) Coste total acumulado de adquisición de acciones propias a 31 de diciembre de 2021. 1.5. Taxonomía de la Unión Europea (UE). Compromiso y posición de ENDESA. ENDESA acoge con satisfacción el desarrollo de la Taxonomía de la Unión Europea (UE), ya que proporciona un sistema de clasificación normalizado basado en la ciencia para identificar actividades económicas ambientalmente sostenibles, actuando como un importante facilitador para apoyar la inversión sostenible y acelerar la descarbonización de la economía europea, al tiempo que crea seguridad y transparencia para los inversores y apoya a las empresas a planificar una hoja de ruta hacia las emisiones netas cero. ENDESA está plenamente comprometida a informar sobre la aplicación de la regulación sobre Taxonomía de la Unión Europea (UE) (artículo 8 del Reglamento de Taxonomía y posteriores actos delegados que especifican en mayor medida el contenido, la metodología y la presentación de la información que deben divulgar tanto las entidades no financieras como las financieras). Aunque el Reglamento de Taxonomía establece la obligación de que las empresas declaren el cumplimiento de la Taxonomía a partir de enero de 2022, ENDESA ha sido pionera en este terreno y ya empezó a informar de su implementación durante el Capital Market Day celebrado en 2021. Este enfoque está en línea con el del Grupo ENEL, del que ENDESA forma parte, que a su vez reportó esta información en su Informe de Sostenibilidad del ejercicio 2020 y en su Capital Market Day de los ejercicios 2020 y 2021. 10 ENDESA también apoya los diferentes umbrales de Taxonomía definidos en base a la ciencia climática y ambiental, como el límite general de intensidad del ciclo de vida de 100 g de CO 2 e/kWh para medir la contribución sustancial a la mitigación del Cambio Climático establecida para la mayoría de las tecnologías de generación de energía, ya que se deriva de un proceso de análisis robusto y científico. Sin embargo, hay actividades que, aunque podrían no calificar para la Taxonomía de la Unión Europea (UE), son fundamentales para promover el bienestar de los ciudadanos europeos, especialmente a corto y medio plazo, al tiempo que contribuyen al desarrollo sostenible de Europa a largo plazo. En cuanto al Sector de la Energía, hay algunas cuestiones importantes relacionadas con la Sostenibilidad que la Comisión Europea no tuvo en cuenta al elaborar los criterios técnicos de selección -ya que estaban fuera del objetivo principal del Reglamento de Taxonomía de la Unión Europea (UE)-, como la seguridad energética, la fiabilidad de la red o la Transición Energética, que son fundamentales para el bienestar de Europa y son debidamente abordados por otras políticas a nivel de la Unión Europea (UE) y de los Estados Miembros, fondos y regulación. La regulación sobre Taxonomía de la Unión Europea (UE) aún se encuentra en una fase de desarrollo y algunos actos delegados importantes están todavía pendientes en la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado, incluidos los que detallarán los criterios para los cuatro objetivos restantes y los que identificarán las actividades económicas que no tienen un impacto significativo en la Sostenibilidad ambiental y las actividades económicas que perjudican significativamente la Sostenibilidad ambiental. La finalización de todo el proceso regulatorio permitirá cubrir todas las actividades económicas disponibles en todo el mundo y así reducir las incertidumbres actuales sobre su implementación. Proceso de implementación en ENDESA. ENDESA ha desplegado un proceso de cinco pasos para analizar la aplicabilidad de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) a lo largo de toda la cadena de valor, dentro del proceso realizado a nivel global por ENEL. Este proceso ha involucrado funciones relevantes a nivel corporativo y todas las Líneas de Negocio. El gráfico siguiente muestra el proceso realizado: A continuación, se describen los cinco pasos del proceso indicado en el gráfico: Pasos Descripción 1. Identificación de actividades económicas elegibles • Se ha considerado el objetivo de mitigación del Cambio Climático exclusivamente ya que este es el objetivo más importante para ENDESA debido a su modelo de negocio. 2. Análisis de contribución sustancial • Las actividades elegibles identificadas en el paso anterior se analizaron en profundidad para verificar su cumplimiento con los criterios técnicos específicos establecidos para medir la contribución sustancial a la mitigación del Cambio Climático. 3. Evaluación de daños no significativos (DNSH) • Se ha realizado un análisis de los procedimientos ambientales existentes para verificar el cumplimiento de los criterios cualitativos de “No Causar Daño Significativo” (DNSH). 4. Debida Diligencia de garantías sociales mínimas • Se ha verificado que el proceso de Debida Diligencia de Derechos Humanos de ENDESA cubre todo el perímetro de las actividades de ENDESA. 5. Cálculo de métricas financieras • Las métricas financieras correspondientes se han asociado a cada actividad económica de acuerdo con la clasificación realizada en los pasos 1-4, mediante la recopilación de la información financiera relevante del sistema contable de la Compañía. Además, se han realizado algunos “proxies” para actividades específicas. La información detallada de este proceso se puede consultar en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). 11 De acuerdo con lo anterior, ENDESA ha clasificado todas sus actividades económicas a lo largo de su cadena de valor en las siguientes tres categorías: Elegible Alineada, Elegible No Alineada, No Elegible. Categorias Descripción Elegible Alineada • Se refiere a una actividad económica que cumple las siguientes tres condiciones al mismo tiempo: ➢ Se ha incluido explícitamente en el Reglamento de Taxonomía de la Unión Europea (UE) por su contribución sustancial a la mitigación del Cambio Climático; y ➢ Cumple los criterios específicos desarrollados por la regulación sobre Taxonomía de la Unión Europea (UE) para dicho objetivo medioambiental específico; y ➢ Satisface todos los criterios de “No Causar Daño Significativo” y las garantías sociales mínimas. Elegible No Alineada • Se refiere a una actividad económica que cumple con la primera condición que se describe a continuación, mientras que no cumple ni la segunda ni la tercera condición o ninguna de ellas, es decir: ➢ Se ha incluido explícitamente en el Reglamento sobre Taxonomía de la Unión Europea (UE) por su contribución sustancial a la mitigación al Cambio Climático; pero ➢ No cumple los criterios específicos desarrollados por la regulación sobre Taxonomía de la Unión Europea (UE) dicho objetivo medioambiental específico; o ➢ No satisface al menos uno de los criterios de “No Causar Daño Significativo” y/o las garantías sociales mínimas. No Elegible • Se refiere a una actividad económica que no ha sido identificada por la Taxonomía de la Unión Europea (UE) como contribuyente sustancial a la mitigación del Cambio Climático y, por lo tanto, no se han elaborado criterios para la misma. • La existencia de esta tercera categoría hace imposible alcanzar un modelo de negocio que pueda ser calificado como plenamente alineado con los criterios de la Taxonomía de la Unión Europea (UE), a pesar de que estas actividades no elegibles podrían no causar ningún daño a los objetivos medioambientales de la Unión Europea (UE). Elegibilidad de las actividades de ENDESA. Con todo ello, en el ejercicio 2021, se ha realizado el análisis de elegibilidad de acuerdo con el proceso y la nueva definición para las tres categorías detalladas con anterioridad de conformidad con la versión final del Acto Delegado sobre el Clima publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) en diciembre de 2021. A continuación, el cuadro siguiente resume el resultado de dicho análisis: La información detallada de este análisis se puede consultar en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). 12 Proceso de cálculo de magnitudes financieras. Durante el proceso de cálculo de magnitudes financieras se han implementado las siguientes consideraciones: − Las tres magnitudes financieras requeridas por el Reglamento de Taxonomía de la Unión Europea (UE), ingresos, inversiones y gastos fijos de explotación, se han calculado de acuerdo con el análisis de elegibilidad descrito en los párrafos anteriores. − Aunque no es explícitamente necesario, ENDESA también ha realizado una evaluación en términos del resultado bruto de explotación (EBITDA), ya que esta magnitud representa el rendimiento financiero efectivo de empresas de servicios públicos integrados como ENDESA. Una magnitud que solo considera los ingresos, en el caso de ENDESA, está fuertemente influida por actividades comerciales con un alto volumen de ingresos (como el mercado mayorista) que no contribuyen proporcionalmente al crecimiento del resultado bruto de explotación (EBITDA) como otras actividades comerciales. − La información financiera se ha recopilado del sistema contable y de gestión de la Compañía. Además, se han considerado algunos “proxies” para proporcionar una representación más detallada de las cifras para excluir algunas actividades específicas del cálculo global de las actividades Elegibles Alineadas (como la generación de energía hidroeléctrica No Alineada o la infraestructura Elegible No Alineada en el sistema de distribución alineado elegible). Como ejemplo, se han utilizado los siguientes “proxies”: o Hidráulicas: las cifras correspondientes a los ingresos de las centrales hidráulicas Elegibles No Alineadas se han calculado considerando su producción multiplicada por los ingresos unitarios medios para los años 2020 y 2021. Este enfoque se ha aplicado también para inversiones, gastos fijos de explotación y resultado bruto de explotación (EBITDA). o Distribución: las cifras correspondientes a los ingresos de las nuevas conexiones entre una subestación o red y un punto de producción con intensidad superior a 100 gCO 2 e/kWh, Elegibles No Alineadas se han calculado considerando su potencia (en MW) multiplicada por la media de ingresos unitarios (k€L/MW) para los años 2020 y 2021. Este enfoque se ha aplicado sólo a los ingresos, resultado bruto de explotación (EBITDA) e inversiones. − Las magnitudes financieras analizadas incluyen operaciones con terceros y operaciones entre Segmentos y actividades. − Los ingresos procedentes de las actividades de venta de energía se han calculado teniendo en cuenta la cantidad de energía vendida por las empresas de venta minorista del Grupo a través de garantías de origen, basados en datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), aplicando diferentes ratios de ingresos unitarios. Estos ingresos se consideran Elegibles Alineados debido a que se refieren a la electricidad producida a partir de tecnologías de producción de energía que cumplen los criterios técnicos de selección de la Taxonomía de la Unión Europea (UE). Dicho enfoque se ha implementado también para inversiones, gastos fijos de explotación o resultado bruto de explotación (EBITDA). Para una correcta presentación los ingresos Elegibles por Segmentos y actividades no incluyen las operaciones entre ellos, dichas operaciones se presentan y eliminan en las actividades No Elegibles. − Cada una de las magnitudes financieras (medidas en millones de euros) se desglosan por Segmentos y actividades indicando el porcentaje de las mismas sobre el total. Asimismo se detalla el porcentaje de actividades Elegibles de cada magnitud, que contribuyen a la mitigación del Cambio Climático. El Plan Estratégico 2022-2024 de ENDESA presentado en el Capital Market Day 2021 el pasado 25 de noviembre de 2021 prevé que más del 80% de las inversiones se dediquen a actividades Elegibles conforme a la Taxonomía de la Unión Europea (UE) en el periodo 2022-2024. La información relativa a los ingresos, gastos fijos de explotación, resultado bruto de explotación e inversiones de ENDESA según Taxonomía de la Unión Europea (UE) se describe en los Apartados 9.2, 10.5 y 11 de este Informe de Gestión Consolidado. 13 1 ENDESA 14 2. Descripción de la Entidad. 2.1. Actividades principales. ENDESA, S.A. se constituyó el 18 de noviembre de 1944 y tiene su domicilio social en Madrid, calle Ribera del Loira, 60. Su objeto social es el negocio eléctrico en sus distintas actividades industriales y comerciales, la explotación de toda clase de recursos energéticos primarios, la prestación de servicios de carácter industrial o relacionados con su negocio principal, en especial los de gas, así como los que tengan carácter preparatorio o complementario de las actividades incluidas en el objeto social, y la gestión del Grupo Empresarial, constituido por las participaciones en otras sociedades. La Sociedad desarrolla, en el ámbito nacional e internacional, las actividades que integran su objeto, bien directamente o mediante su participación en otras sociedades. El sector principal de la Clasificación Nacional de Actividades Económicas (C.N.A.E.) en que se encuadra el objeto social de ENDESA es el correspondiente a la sección D, división 35. ENDESA, S.A. y sus Sociedades Dependientes (ENDESA o la Sociedad) desarrollan sus actividades en el negocio eléctrico y de gas fundamentalmente en el mercado de España y Portugal. Asimismo, en menor medida, comercializan electricidad y gas en otros mercados europeos, así como otros productos y servicios relacionados con su negocio principal. La organización se articula en las actividades de generación, comercialización y distribución incluyendo cada una de ellas la actividad de electricidad y, en su caso, la de gas y otros productos y servicios. Dadas las actividades a las que se dedican las Sociedades Dependientes de ENDESA, S.A., las transacciones no cuentan con un carácter cíclico o estacional significativo. 2.2. Magnitudes más relevantes. Principales Magnitudes ODS (1) Unidad 2021 2020 % Var. Ingresos M€ 20.899 17.050 22,6 Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (2) M€ 4.278 3.809 12,3 Resultado Neto M€ 1.435 1.394 2,9 Resultado Ordinario Neto (2) M€ 1.902 2.132 (10,8) Deuda Financiera Neta (2) M€ 8.806 (3) 6.853 (4) 28,5 Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación M€ 2.621 2.951 (11,2) Inversiones Brutas en Inmovilizado Material y Activos Intangibles M€ 2.389 1.823 31,0 Capacidad Instalada Neta MW 21.140 (3) 21.652 (4) (2,4) Capacidad Instalada Neta Peninsular de Fuentes Renovables 7 MW 8.312 (3) 7.719 (4) 7,7 Generación de Electricidad (5) GWh 57.592 56.269 2,4 Generación de Electricidad Renovable 7 GWh 12.794 13.415 (4,6) Redes de Distribución y Transporte 9 km 316.506 (3) 315.365 (4) 0,4 Energía Distribuida (6) 9 GWh 131.090 124.658 5,2 Usuarios Finales (7) Miles 12.359 (3) 12.291 (4) 0,6 Relación de Clientes Digitalizados (8) 9 % 100 (3) 100 (4) - Ventas de Electricidad Netas (9) GWh 79.458 80.772 (1,6) Número de Clientes (Electricidad) (10) (11) Miles 10.251 (3) 10.420 (4) (1,6) Mercado Liberalizado (12) Miles 5.878 (3) 5.690 (4) 3,3 Puntos de Recarga Eléctrica Públicos y Privados 11 Unidades 9.482 (3) 7.072 (4) 34,1 Plantilla Final N.º de empleados 9.258 (3) 9.591 (4) (3,5) M€ = Millones de euros. (1) Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). (2) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (3) A 31 de diciembre de 2021. (4) A 31 de diciembre de 2020. (5) En barras de central. (6) Energía suministrada a clientes, con o sin contrato, consumos auxiliares de los generadores y salidas hacia otras redes (transporte o distribuidores). (7) Clientes de las sociedades distribuidoras. (8) Número de Clientes Digitalizados / Usuarios finales (%). (9) Ventas al cliente final. (10) Puntos de suministro. (11) Clientes de las sociedades comercializadoras. (12) Clientes de las sociedades comercializadoras de mercado libre. 15 2.3. Creación de valor y el modelo de negocio sostenible. 2.3.1. Creación de valor sostenible. La integración de la información financiera y no financiera en este Informe de Gestión Consolidado, permite comunicar con eficacia el modelo de negocio y el proceso de creación de valor, tanto en lo que respecta a los resultados como a las perspectivas a corto y medio-largo plazo, aportando una visión global para que los socios y grupos de interés puedan tomar decisiones económicas con la suficiente información, dado que los aspectos medioambientales, sociales y económicos son cada vez más importantes para ellos. El gráfico que figura a continuación resume la creación de valor de ENDESA con las magnitudes más relevantes y cómo se transforman en resultados y valor creado para los grupos de interés, de acuerdo con la organización y el modelo de negocio de ENDESA, que se caracteriza por un gobierno corporativo sólido y transparente y una estrategia sostenible que, entre otros aspectos, da prioridad a conseguir los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) 7, 9, 11 y 13. 16 (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (2) Energía suministrada a clientes, con o sin contrato, consumos auxiliares de los generadores y salidas hacia otras redes (transporte o distribuidores). (3) Clientes de las sociedades distribuidoras. (4) Número de Clientes Digitalizados / Usuarios finales (%). (5) Ventas al cliente final. (6) Puntos de suministro. (7) Clientes de las sociedades comercializadoras. (8) Clientes de las sociedades comercializadoras de mercado libre. (9) Fuente: Elaboración propia. Dato correspondiente a los últimos 12 meses. (10) Índice de Frecuencia = (Número de accidentes o Número de accidentes graves o Número de accidentes mortales / Número de horas trabajadas) x 10 6 . (11) Formación media impartida a cada empleado (número medio de horas de formación). (12) Porcentaje de finalización de contratos sobre plantilla final. Prosperidad Prosperidad Importe Unidad Importe Unidad Deuda Financiera Neta (1) 8.806 M€ Valor Económico Directo Generado 21.639 M€ Patrimonio Neto De la Sociedad Dominante 5.380 M€ Administraciones Públicas (1.147) M€ Inversiones Brutas en Inmovilizado Material y Activos Intangibles 2.389 M€ Qué hacemos Adquisición Acciones Propias 79.659 Acciones Inmovilizado Material 22.097 M€ Estrategia de Negocio DESCARBONIZACIÓN PLATAFORMAS DIGITALES ELECTRIFICACIÓN Dividendos Pagados 2.132 M€ Capacidad Instalada Neta 21.140 MW Ingresos 20.899 M€ Capacidad Instalada Neta de Fuentes Renovables 8.389 MW ✓ ✓ ✓ Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (1) 4.278 M€ Redes de Distribución y Transporte 316.506 km Resultado Ordinario Neto (1) 1.902 M€ Energía Distribuida (2) 131.090 GWh ✓ ✓ ✓ Capacidad Instalada Adicional Neta de Fuentes Renovables 627 MW Usuarios Finales (3) 12.359 Miles Duración de las Interrupciones en la Red de Distribución - SAIDI (9) 70,0 Minutos Relación de Clientes Digitalizados (4) 100 % Patentes 10 Unidades Ventas de Electricidad Netas (5) 79.458 GWh Número de Clientes de Electricidad (6) (7) 10.251 Miles Número de Clientes de Electricidad en el Mercado Liberalizado (8) 5.878 Miles Puntos de Recarga Eléctrica Públicos y Privados 9.482 Unidades Activo Intangible 1.542 M€ Principios de Gobierno. OPEN POWER Personas Visión Misión Valores Personas Plantilla Final 9.258 N.º de empleados Abrir acceso a energía segura y sostenible Responsabilidad Índice de Frencuencia de Accidentes de Personal Propio (10) 0,12 % % Mujeres sobre Plantilla Final 25,5 N.º de empleados (%) Abrir acceso a energía nuevas tecnologías Innovación Horas de Formación (media por empleado) (11) 43,95 Horas % Mujeres en posiciones de Dirección 21,0 N.º de empleados (%) Abrir acceso a energía a las personas Confianza Tasa de Rotación (12) 10,1 % Abrir acceso a energía a nuevos usos Proactividad Abrir acceso a energía mayor número alianzas Planeta Planeta Emisiones Directas de Dióxido de Carbono - Alcance 1 10.702.129 (t) Consumo de Agua en Zonas con Estrés Hídrico 0,88 % Extracción de Agua para Uso Industrial en Zonas de Estrés Hídrico 18,0 % ✓ ESTRATEGIA Y RIEGOS RENDIMIENTOS Y MÉTRICAS GOBIERNO PERSPECTIVAS Creación de valor sostenible a largo plazo Estar a la vanguardia de los desarrollos en el sector energético para llevar energía segura, asequible y sostenible a millones de personas Automatizacion y Robótica | Nuevas formas de trabajar | Creatividad | "Gig economy" | INPUTS OUTPUTS & CREACIÓN DE VALOR PARA EL ACCIONISTA Contexto: Oportunidades y Amenazas TENDENCIAS DE LA COMPAÑÍA Ciudades circulares | Nuevos Consumo | Emergencia clima y mediambiente | Nuevas generaciones (millenians, generación Y y Z) | COVID- 19 | Futuro del trabajo y Centralidad en las personas Cómo lo hacemos ✓ ✓ 17 2.3.2. Visión, misión y valores. Visión. ENDESA se esfuerza por estar a la vanguardia de los desarrollos en el Sector Energético para llevar energía segura, asequible y sostenible a millones de personas. Conscientes del profundo cambio que la industria está experimentando, ENDESA se sitúa en una nueva era de la energía, más abierta, participativa y digital. “Open Power” es la plataforma para el crecimiento, la combinación de la fuerza de la organización global con las oportunidades de un mundo abierto y conectado. Constituye, por tanto, la visión, misión y valores de la Compañía. Misión. “Open Power” significa abrir el acceso a la energía a un mayor número de personas, abrir el mundo de la energía a nuevas tecnologías, abrir la gestión de la energía a las personas, abrir la posibilidad de nuevos usos de la energía, abrirse a un mayor número de alianzas. Principios Descripción Abrir la Energía a más Personas • Trabajar para conectar a más personas a una energía segura y sostenible. Abrir la Energía a las Nuevas Tecnologías • Liderar el desarrollo y la aplicación de nuevas tecnologías para generar y distribuir una energía más sostenible, con especial atención a las fuentes renovables y a las redes de distribución inteligentes. Abrir Nuevas Formas de Gestionar la Energía para el Consumidor • Desarrollar más servicios a la medida de las personas para ayudar a usar la energía de un modo más eficiente, con especial atención a los contadores inteligentes y a la digitalización. Abrir la Energía a Nuevos Usos • Desarrollar nuevos servicios basados en la energía para abordar los retos globales, con especial atención a la conectividad y a la movilidad eléctrica. Abrir a más Colaboración • Formar una red de colaboradores en investigación, tecnología, desarrollo de productos y marketing para construir nuevas soluciones juntos. Valores. Los valores son los pilares del comportamiento de ENDESA y reflejan el foco en las personas. Valores Descripción Responsabilidad • Cada uno de los empleados es responsable del éxito de ENDESA, a todos los niveles, actuando siempre en el marco de la estrategia de responsabilidad social y de cumplimiento de las normas tributarias. Innovación • ENDESA trabaja para abrir la energía a nuevos usos, tecnologías y personas, teniendo en cuenta tanto los errores como los aciertos. Confianza • ENDESA actúa de manera competente, honesta y transparente, para ganar la confianza tanto de sus empleados como de sus clientes y colaboradores externos, valorando las diferencias individuales. Proactividad • ENDESA analiza continuamente los escenarios y retos mundiales para adelantarse a los cambios, redefiniendo las prioridades si el contexto lo requiere. 2.3.3. Modelo de negocio sostenible. ENDESA ha desarrollado un modelo de negocio sostenible, entendiendo que debe orientar su estrategia empresarial a dar respuesta a los grandes retos que afronta la Sociedad en la que desarrolla su actividad. En este sentido, siendo el Cambio Climático el principal reto para el conjunto de sus grupos de interés, y consciente de que puede desempeñar un papel relevante en la lucha contra el Cambio Climático, ENDESA impulsa un modelo de negocio orientado a liderar la Transición Energética, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas y los objetivos del Acuerdo de París para lograr la meta de descarbonización y así limitar el aumento promedio de la temperatura global a 2ºC, con la aspiración de que no supere los 1,5ºC comparado con niveles pre-industriales, creando valor compartido para todos sus grupos de interés y trasladando los principios y compromisos de la Sostenibilidad a toda su cadena de valor. 18 En este sentido, aproximadamente un 89% de las inversiones recogidas en el Plan Estratégico 2022-2024 de ENDESA se orientan al Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 13 (Acción por el Clima) al que contribuye con acciones concretas en el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 7 (Energía Asequible y no Contaminante) a través del crecimiento de la potencia en energías renovables, Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 9 (Industria, Innovación e Infraestructura) apostando por la digitalización de la distribución y el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 11 (Comunidades y Ciudades Sostenibles) impulsando la electrificación de consumos energéticos a través de la venta de productos y el despliegue de puntos de recarga para el vehículo eléctrico, lo que demuestra hasta qué punto la Sostenibilidad está integrada en el modelo de negocio de ENDESA (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). Asimismo, cerca del 81% de la inversión bruta recogida en el Plan Estratégico 2022-2024 está alineada con la Taxonomía de la Unión Europea (UE). Cabe destacar que el Plan Estratégico 2022-2024 de ENDESA se complementa con el Plan de Sostenibilidad de ENDESA, donde se recogen las directrices de la Compañía en materia de Sostenibilidad incluyendo más de 100 objetivos cuantitativos para un periodo de tres años. Cada año los objetivos son revisados para garantizar la continuidad y su alineación con la estrategia con el fin de integrar cada vez más la Sostenibilidad a lo largo de toda la cadena de valor. Este enfoque estratégico del modelo de negocio responde al propósito, Visión, Misión y Valores de ENDESA. A través de la innovación e implementando los valores que se recogen en el posicionamiento “Open Power”, ENDESA sigue contribuyendo al logro de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas, promoviendo así soluciones para reducir el impacto ambiental, satisfacer las necesidades de sus clientes y las Comunidades locales donde opera, garantizando siempre la seguridad para sus empleados y contratistas. 2.3.4. Líneas de Negocio y mercados principales. Para poder hacer frente de manera efectiva a todos los riesgos y aprovechar todas las oportunidades de un Sector Energético en constante cambio, el modelo de negocio de ENDESA se estructura en distintas Líneas de Negocio para actuar con agilidad en los mercados donde opera y tener en cuenta las necesidades de sus clientes en los territorios y negocios en los que está presente. Dichas Líneas de Negocio se corresponden con las actividades realizadas por ENDESA: generación, distribución y comercialización de electricidad y gas, principalmente, en España y Portugal, y, en menor medida, comercialización de electricidad y gas en otros mercados europeos, y, en particular, en Alemania, Francia y Países Bajos, desde su plataforma en España, así como comercialización de otros productos y servicios relacionados con su negocio principal. ENDESA gestiona de manera conjunta los negocios de generación y comercialización, a excepción de la producción de las centrales térmicas peninsulares de carbón, de manera que optimiza esta posición integrada respecto a la gestión separada de ambas actividades. A continuación, se describen los mercados y actividades que desarrolla ENDESA: Mercado de España. Actividades Descripción Generación de electricidad • ENDESA desarrolla la actividad de generación eléctrica en el territorio peninsular y en los Territorios No Peninsulares (TNP), comprendiendo estos últimos los territorios insulares de Baleares y Canarias y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla. ➢ En el territorio peninsular, la actividad de generación convencional y renovable tiene carácter de actividad liberalizada, pudiendo contar ésta última con una retribución específica. ➢ Por su parte, la generación convencional en los Territorios No Peninsulares (TNP) tiene un tratamiento singular, atendiendo a las especificidades derivadas de su ubicación territorial, siendo su retribución regulada. La generación procedente de energías renovables en los Territorios No Peninsulares (TNP) tiene incentivos a la inversión por reducción de los costes de generación. Comercialización de electricidad, gas y otros productos y servicios • La actividad de comercialización es una actividad liberalizada y consiste en la venta de energía en el mercado, así como la venta de otros productos y servicios para el cliente. Distribución de electricidad • La actividad de distribución de energía eléctrica tiene carácter de actividad regulada y su objetivo es llevar la electricidad hasta los puntos de consumo. 19 El Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado incluye un detalle de las principales magnitudes de ENDESA a 31 de diciembre de 2021. Mercado de Portugal. Actividades Descripción Generación de electricidad • La actividad de generación de electricidad en Portugal se lleva a cabo en un entorno competitivo. Comercialización de electricidad, gas y otros productos y servicios • Esta actividad es de carácter liberalizado en Portugal. 2.4. Mapa Societario. La actividad de ENDESA, S.A. se estructura por Líneas de Negocio para actuar con agilidad en los mercados donde opera y tener en cuenta las necesidades de sus clientes en los territorios y negocios en que está presente. Para organizar las distintas Líneas de Negocio, ENDESA, S.A. cuenta principalmente con las siguientes Sociedades: Sociedades Descripción Generación de energía: ENDESA Generación, S.A.U. • Fue creada el 22 de septiembre de 1999 para concentrar en ella los activos de generación y minería de ENDESA, S.A. • ENDESA Generación, S.A.U. agrupa, entre otras, las participaciones en Gas y Electricidad Generación, S.A.U. (100%) y Unión Eléctrica de Canarias Generación, S.A.U. (100%), que gestionan los activos de generación convencional situados en los Territorios No Peninsulares (TNP), y en ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) (100%), que gestiona los activos de generación procedente de fuentes renovables. • A 31 de diciembre de 2021, la potencia neta total instalada de ENDESA en España asciende a 21.140 MW, de los que 16.800 MW se hallaban en el Sistema Eléctrico Peninsular y 4.340 MW en los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla. A esa fecha, la potencia neta instalada en renovables es de 8.389 MW, de los cuales 8.312 MW corresponden al Sistema Eléctrico peninsular y 77 MW a los Territorios No Peninsulares (véase Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). • El parque de generación de ENDESA alcanzó en el ejercicio 2021 una producción neta total de 57.592 GWh (véase Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). Comercialización de energía y otros productos y servicios: ENDESA Energía, S.A.U., Energía XXI Comercializadora de Referencia, S.L.U. y ENDESA X Servicios, S.L.U. • ENDESA Energía, S.A.U. fue creada el 3 de febrero de 1998 para desarrollar actividades de comercialización, respondiendo así a las exigencias derivadas del proceso de liberalización del Sector Eléctrico español. Su actividad fundamental es el suministro de energía a los clientes que deciden ejercer su derecho a elegir suministrador y recibir el servicio en el mercado liberalizado y otros productos y servicios en torno al desarrollo de infraestructuras de energía eficientes y servicios de mantenimiento. • Además, ENDESA Energía, S.A.U. es titular al 100% de participaciones en las sociedades Energía XXI Comercializadora de Referencia, S.L.U., empresa comercializadora en el mercado regulado, ENDESA Operaciones y Servicios Comerciales, S.L.U., que tiene por objeto la prestación de servicios comerciales vinculados al suministro de energía, y ENDESA Energía Renovable, S.L.U., dedicada a la comercialización de electricidad y gas natural específicamente con fuentes de origen renovable. • ENDESA Energía, S.A.U. realiza también actividades de comercialización en los mercados liberalizados de Alemania, Francia, Países Bajos y Portugal. • En el ejercicio 2021 las ventas de electricidad netas han ascendido a 79.458 GWh y, a 31 de diciembre de 2021, la cartera de clientes en el mercado eléctrico estaba integrada por 10,3 millones de puntos de suministro. El volumen total de gas comercializado en el ejercicio 2021 ha ascendido a 76.991 GWh y, a 31 de diciembre de 2021, la cartera de clientes en el mercado convencional de gas natural estaba integrada por 1,7 millones de puntos de suministro (véase Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). • Por otra parte, ENDESA X Servicios, S.L.U. tiene por objeto llevar a cabo actividades de desarrollo y comercialización de nuevos servicios adaptados a la evolución del mercado energético, y su actividad se centra en cuatro líneas de actuación: e- Home, e-Industries, e-City y e-Mobility. Distribución de energía: ENDESA Red, S.A.U. • Fue creada el 22 de septiembre de 1999 como culminación del proceso de integración de las sociedades de distribución de ámbito territorial de ENDESA, S.A. en España. • Esta Sociedad agrupa, entre otras, a Edistribución Redes Digitales, S.L.U. (100%), que asume la actividad regulada de distribución de electricidad, y ENDESA Ingeniería, S.L.U. (100%). • A 31 de diciembre de 2021, ENDESA distribuye electricidad en 24 provincias españolas (A Coruña, Almería, Badajoz, Barcelona, Cádiz, Córdoba, Girona, Granada, Huelva, Huesca, Islas Baleares, Jaén, Las Palmas, León, Lleida, Málaga, Ourense, Santa Cruz de Tenerife, Sevilla, Soria, Tarragona, Teruel, Zamora, Zaragoza) de 8 Comunidades Autónomas (Andalucía, Aragón, Canarias, Castilla y León, Cataluña, Extremadura, Galicia e Islas Baleares) y en la Ciudad Autónoma de Ceuta, con una extensión total de 195.794 km2 y una población superior a los 21 millones de habitantes. • El número de clientes con contrato de acceso a las redes de distribución de ENDESA superó en esa fecha los 12 millones y la energía total distribuida por las redes de ENDESA alcanzó los 131.090 GWh en el ejercicio 2021 (véase Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). 20 A continuación, se detalla el mapa societario de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 en el que se recogen, de forma gráfica, las principales sociedades participadas: 21 Las incorporaciones, exclusiones y variaciones relativas al mapa societario de ENDESA acontecidas en el ejercicio 2021 se describen en la Nota 7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. En el Anexo I de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 se relacionan las Sociedades y participaciones relevantes de ENDESA. 22 2 GOBIERNO CORPORATIVO 23 3. Sistema de Gobierno Corporativo. 3.1. Gobierno Corporativo enfocado en los objetivos de Sostenibilidad. ENDESA es consciente de los efectos que tiene el Cambio Climático para su negocio e integra esta visión no solo como elemento en su política de gestión ambiental y climática, sino como componente de peso en la toma de decisiones a nivel empresarial, y determinación de sus planes estratégicos, lo que implica que las decisiones se tomen al más alto nivel de Dirección. ENDESA establece sus planes estratégicos teniendo en cuenta macrotendencias geopolíticas, regulatorias y tecnológicas, poniendo especial énfasis en los mercados en los que opera, y considerando los riesgos y las oportunidades a las que se enfrenta (teniendo en cuenta aspectos operativos, tecnológicos, de mercado y de transición, y riesgos físicos, entre otros). La estrategia que ENDESA tiene respecto al Cambio Climático y la Transición Energética es uno de sus pilares principales, y es el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. quien tiene la responsabilidad de su aprobación, y la Alta Dirección de ENDESA, S.A. la de su desarrollo e implementación. El Comité de Nombramientos y Retribuciones (CNR) se encarga, entre otras funciones, de informar y/o proponer al Consejo de Administración los nombramientos de los consejeros y la Política de Retribuciones de los mismos, para su sometimiento a la Junta General de Accionistas. A través de este Comité se propone al Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y se monitorizan los objetivos de reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) vinculados a la retribución variable de los Consejeros Ejecutivos. ENDESA tiene establecido un sistema de incentivos para sus Directivos relacionado con el desempeño de la Compañía en la gestión del Cambio Climático. En el Plan de Incentivo a largo plazo, cuyos participantes son los Consejeros Ejecutivos de ENDESA, así como Directivos cuya participación se considera esencial en la consecución del Plan Estratégico, se establece para los mismos los siguientes objetivos relacionados directamente con la gestión del Cambio Climático: − Capacidad instalada neta de fuentes renovables. Representado por la relación entre la capacidad instalada neta de fuentes renovables y la capacidad instalada neta total acumulada de ENDESA para un periodo determinado (en este año en concreto hasta 2023). Este parámetro tiene una ponderación del 15% sobre el total del incentivo. − Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ), calculada como la reducción de emisiones específicas de dióxido de carbono (CO 2 ) (g/CO 2 /kWh) de ENDESA en un periodo de tiempo determinado (en este año en concreto hasta 2023). Se define como el ratio entre las emisiones absolutas de dióxido de carbono (CO 2 ) debidas a la generación eléctrica de ENDESA y la producción neta total de ENDESA para dicho año. Este parámetro tiene una ponderación del 10% sobre el incentivo. Estos objetivos se revisan anualmente, con cada Plan de incentivo a largo plazo, siendo el último objetivo fijado a la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado el correspondiente al Plan 2021- 2023, en línea con los objetivos industriales que contemplaba el Plan Estratégico 2021-2023 (véase Nota 49.3.5. Planes de Retribución vinculados a la Cotización de la Acción de ENDESA, S.A. de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). El Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC) es el encargado de la supervisión y control de los procesos de elaboración y presentación de la información financiera y no financiera, de la independencia del auditor de cuentas y de la eficacia de los sistemas internos de control y de gestión de riesgos. En materia de gestión de riesgos, el modelo de control y gestión de riesgos implantado en la Compañía, que incluye expresamente los riesgos asociados con el Cambio Climático, se encuentra alineado con los estándares internacionales siguiendo una metodología basada en el modelo de las tres líneas. El Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo, tiene como función principal el asesoramiento al Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y la supervisión, entre otros, en materia medioambiental, dentro de la que se incluye el Cambio Climático. Entre sus competencias se encuentra la revisión de las políticas de medio ambiente de la Compañía, la supervisión de los objetivos incluidos en el Plan de Sostenibilidad y la evaluación periódica del grado de cumplimiento de los mismos. 24 3.2. Estructura organizativa. ENDESA, S.A. y sus Sociedades Dependientes están integradas en el Grupo ENEL, cuya cabecera en España es ENEL Iberia, S.L.U. A 31 de diciembre de 2021 la participación que el Grupo ENEL posee sobre el capital social de ENDESA, S.A., a través de ENEL Iberia, S.L.U., es del 70,1% (véanse Notas 1 y 35.1.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado el Comité Ejecutivo de Dirección de ENDESA, S.A., que tiene entre sus funciones la implementación de las estrategias adoptadas por la Sociedad, presenta la siguiente composición: Cargo Miembro Consejero Delegado D. José Damián Bogas Gálvez Director General de Comunicación D. Ignacio Jiménez Soler Director General de Gestión de la Energía D. Juan María Moreno Mellado Director General de Personas y Organización D. Paolo Bondi Director General de Generación D. Rafael González Sánchez Director General de Infraestructuras y Redes D. Jose Manuel Revuelta Mediavilla (1) Director General de Comercialización D. Javier Uriarte Monereo Director General de Relaciones Institucionales y Regulación D. José Casas Marín Director General de Medios D. Pablo Azcoitia Lorente Director General de ENDESA X D. Davide Ciciliato (2) Director General de Nuclear D. Gonzalo Carbó de Haya Directora General de Auditoría D.ª Patricia Fernández Salís Director General de ICT Digital Solutions D. Manuel Fernando Marín Guzmán Directora General de Sostenibilidad D.ª María Malaxechevarría Grande Director General de Compras D. Ignacio Mateo Montoya Director General de Administración, Finanzas y Control D. Luca Passa Secretario General y del Consejo de Administración y Director General de Asesoría Jurídica y Asuntos Corporativos D. Francisco de Borja Acha Besga (1) Causó alta el 1 de marzo de 2021 en sustitución de D. Gianluca Caccialupi. (2) Causó alta el 1 de abril de 2021 en sustitución de D. Josep Trabado Farré. El Informe Anual de Gobierno Corporativo, que describe la organización del Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y de los órganos en que éste delega sus decisiones, forma parte integrante de este Informe de Gestión Consolidado (véase Apartado 23 de este Informe de Gestión Consolidado). Los principios generales relativos a la estrategia de gobierno corporativo de ENDESA establecen que las normas internas corporativas están configuradas para garantizar la transparencia y para asegurar la conciliación de los intereses de todos los componentes del accionariado, así como la igualdad de trato a todos los accionistas que se encuentren en idénticas condiciones. 3.3. Sistema de incentivos. La información relativa al Sistema de Incentivos de ENDESA se describe en Nota 49.3.5 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 3.4. Valores y pilares de la ética empresarial. 3.4.1 Código Ético. La información relativa al Código Ético de ENDESA se incluye en el Apartado 6.2 de este Informe de Gestión Consolidado. 3.4.2. La política de Derechos Humanos de ENDESA. La Política de Derechos Humanos de ENDESA, aprobada de forma pionera en el año 2013, ha sido actualizada y aprobada por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. el 21 de diciembre de 2021. Esta Política de Derechos Humanos sigue las recomendaciones establecidas por los Principios Rectores de Naciones Unidas sobre Empresas y Derechos Humanos y recoge el compromiso y las responsabilidades en relación con todos los Derechos Humanos de ENDESA. La política está enfocada hacia la creación de valor sostenible a lo largo de toda su cadena de valor tanto hacía su actividad empresarial como a las operaciones desarrolladas por los trabajadores de ENDESA. Asimismo, promueve la adhesión de sus contratistas, 25 proveedores y socios comerciales a los mismos principios, prestando particular atención a las situaciones de conflicto y de alto riesgo. La política identifica 12 principios enmarcados en dos grandes ámbitos como son las prácticas laborales y las Comunidades y Sociedad. La identificación de los principios se inspira en la Declaración Universal de Derechos Humanos y en varios convenios de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) sobre Derechos Humanos y sociales. Con el fin de garantizar la implantación y seguimiento de los compromisos recogidos en la Política de Derechos Humanos y siguiendo las recomendaciones de los principios rectores, ENDESA ha desarrollado sucesivos procesos de Debida Diligencia de forma pionera desde 2017 generando planes de actuación para cubrir las oportunidades de mejora identificadas. En concreto, se han realizado ya dos procesos de Debida Diligencia: uno en 2017, que finalizó con un grado de cumplimiento del plan de actuación asociado del 100% y otro en 2020 cuyo plan de actuación a tres años ha alcanzado en 2021, su primer año de vigencia, un 67% de cumplimiento. Durante el proceso de Debida Diligencia se analiza la extensión del compromiso con los Derechos Humanos a lo largo de toda la cadena de creación de valor, incluyendo la cadena de suministro. Para ello se incluyen obligaciones con relación al respeto de los Derechos Humanos en las condiciones generales de contratación y, desde 2017, el proceso de calificación incluye criterios de evaluación de Derechos Humanos que prevén, en caso necesario, la realización de auditorías y visitas in-situ. Los temas relacionados con los Derechos Humanos son supervisados al más alto nivel dentro de la organización, siendo aprobada la Política de Derechos Humanos por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y siendo supervisado el proceso de Debida Diligencia, incluyendo el seguimiento del cumplimiento del plan de acción asociado, por el Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo del Consejo de Administración de ENDESA, S.A. La información relativa a la Política de Derechos Humanos y el proceso de Debida Diligencia se detalla en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). 26 3 ESTRATEGIA Y RIESGOS 27 4. Evolución Previsible. 4.1. Contexto de política energética. Aún marcado por los efectos de la pandemia del COVID-19, el ejercicio 2021 se ha caracterizado por el aumento sostenido de los precios eléctricos en toda Europa como consecuencia del encarecimiento del coste del gas y de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). Esta subida global de las materias primas ha sido, a su vez, consecuencia de la paulatina recuperación de la actividad económica y de aspectos geopolíticos que han afectado al equilibrio de los mercados mundiales del gas. Ante este escenario, la Comisión Europea considera que la aceleración de la Transición Energética es la mejor solución, ya que una decidida apuesta por las energías renovables permitirá reducir la dependencia de los combustibles fósiles. En este sentido, en su guía de actuación denominada “E.U. Toolbox for Action and Support”, la Comisión Europea estableció una serie de directrices englobadas en un marco europeo coordinado y aclaró las herramientas disponibles a corto plazo que, de acuerdo con la legislación, podrían adoptar los Estados Miembros para proteger de forma inmediata a los clientes vulnerables y a la industria de las subidas de los precios de la electricidad. La Transición Energética está llamada así a convertirse en un pilar central de la recuperación económica mundial, tanto como factor mitigador de la recesión económica derivada de la pandemia, como por ser un elemento clave para fomentar un adecuado nivel de precios eléctricos que permita seguir profundizando en la descarbonización de la economía. Por otro lado, el “Fit for 55”, es el último de una serie de paquetes de medidas regulatorias aprobados por la Unión Europea (UE) para la definición del marco común en materia de política climática, energética, de uso del suelo, transporte y fiscalidad. Esta nueva propuesta establece los nuevos objetivos para la reducción de emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de cara a 2030, que deben llegar, al menos, a un 55% comparado con los niveles de 1990. Este paquete contempla alcanzar un 40% de energías renovables en el “mix” energético en 2030 (lo que se traduce en un 65% de energías renovables en la electricidad ese mismo año), así como objetivos específicos de eficiencia energética (36%) y la mejora del mecanismo del “European Trading Scheme” (ETS), que ahora incluirá otros sectores (aviación y navegación). Este marco no sólo supone una oportunidad para eliminar todas las barreras a la electrificación y garantizar así una Transición Energética rentable y eficiente, sino que en el contexto actual ofrece opciones únicas para un relanzamiento económico post-COVID. Un buen reflejo de las posibilidades de este marco es el Fondo de Recuperación de la Unión Europea (UE) (véase Apartado 16 de este Informe de Gestión Consolidado), una oportunidad que permitirá a la economía española ser más sostenible, innovadora, productiva y resiliente. En este marco ENDESA ha presentado una lista de aproximadamente 120 proyectos que representan unas inversiones potenciales de 23.000 millones de euros a través de todas sus Líneas de Negocio, y que permitirían un crecimiento económico estructural y a largo plazo, así como la creación de empleo y aumento del Producto Interior Bruto (PIB). 4.2. Plan Estratégico 2022-2024. En línea con los objetivos de descarbonización establecidos para España, y buscando establecer metas aún más ambiciosas a futuro, ENDESA presentó el pasado 25 de noviembre de 2021 la actualización de su Plan Estratégico para el periodo 2022-2024. ENDESA da así un paso más en su firme compromiso de seguir contribuyendo al desarrollo de un modelo energético eficiente y sostenible, basado en la electrificación de origen renovable, el enfoque en la centralidad del cliente y el desarrollo de redes inteligentes como elemento integrador. Para conseguir estos objetivos, el volumen de inversión bruta programada alcanza los 7.500 millones de euros brutos en los tres próximos ejercicios, una cifra continuista con la anunciada en el anterior Plan, y que supone un promedio de 2.500 millones de euros al año para el cumplimiento de los objetivos marcados hasta 2024. El 89% de la inversión prevista está directamente relacionada con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. Igualmente, más del 80% de las inversiones consolidadas se ajustarán a los criterios de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) debido a su importante contribución a la mitigación del Cambio Climático (véase Apartado 1.5 de este Informe de Gestión Consolidado). 28 Asimismo, cabe destacar la integración de la Circularidad en la estrategia como una característica más de la visión de ENDESA a largo plazo. ENDESA quiere jugar un papel muy relevante en el desarrollo de un modelo económico de bajas emisiones, a la vez que aborda un cambio cultural en el que es primordial adoptar el pensamiento circular como paradigma operativo (véase Apartado 14.11 de este Informe de Gestión Consolidado). El objetivo de Circularidad del parque de generación, que se basa en la reducción del consumo de materiales y combustibles, mejorará desde el 66% actual hasta el 72% en 2024 en base al año 2015. Esta actualización del Plan Estratégico, 2022-2024, se basa en las siguientes líneas de actuación: 1. Aceleración en el cumplimiento de los compromisos de descarbonización del parque de generación, mediante un mayor impulso a las energías renovables y cierre de las centrales térmicas peninsulares de carbón. 2. Electrificación de la demanda, consolidando la posición de liderazgo actual y apalancándose en el uso de nuevas plataformas, lo que otorga una ventaja competitiva al permitir una gestión basada en el valor del cliente y el desarrollo de nuevos servicios y productos personalizados que cubran sus nuevas necesidades. 3. Progreso en el desarrollo y operación de redes más eficientes que permitan integrar el incremento de capacidad renovable y la electrificación del transporte. Plan de inversiones brutas diseñado para cubrir las necesidades de los clientes. (1) Incluye nuclear, ciclos combinados, extrapeninsular y otros. 1) Aceleración en los compromisos de descarbonización del parque de generación. Las líneas estratégicas en el Plan a tres años son: 1. Inversiones brutas para el desarrollo de energía eólica y solar en el periodo 2022-2024, que ascienden a 3.100 millones de euros y que permitirá la puesta en operación de 4 GW de nueva potencia limpia; correspondiendo el 90% a plantas solares y el resto, a parques eólicos. De esta forma, ENDESA alcanzará los 12,3 GW solares, eólicos e hidráulicos al final del Plan. En 2024 el 63% de la capacidad de generación peninsular será de origen renovable. 2. Este crecimiento permitirá que el 92% de la producción de energía en la Península Ibérica a cierre de 2024 esté libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ). 3. Estos ambiciosos objetivos de crecimiento se encuentran respaldados por una sólida cartera de 11 GW de proyectos maduros o en construcción, que suponen una cómoda cobertura que triplica los objetivos. Esta cartera, en continua expansión y desarrollo, otorga un destacado grado de flexibilidad y de certeza en el cumplimiento del Plan. 29 2) Electrificación de la demanda. ENDESA proyecta aumentar el esfuerzo que viene realizando desde hace años, utilizando nuevas herramientas y plataformas que favorezcan aún más la digitalización de clientes, así como su fidelización sobre la base de una oferta de servicios personalizados y adaptados a sus necesidades. La inversión bruta prevista, tanto para el crecimiento del negocio de comercialización de energía y otros productos y servicios, alcanza los 700 millones de euros. La mayor parte irá destinada al negocio de comercialización de energía, donde la inversión aumenta un 25% frente al antiguo Plan, hasta los 500 millones de euros. Como fruto de ello, y de la paulatina recuperación de la demanda, la venta total de electricidad crecerá en 2024 hasta los 93 TWh. En el mercado libre en particular, se espera un incremento de 200.000 clientes, hasta 5,8 millones, con lo que el 58% de la cartera total corresponderá a clientes liberalizados a final de 2024. Asimismo, se pondrá el foco en fidelizar a los clientes, en base a una oferta de servicios personalizados y adaptados a sus necesidades. Como resultado de los comentados esfuerzos en digitalización y plataformización se prevé una mejora de los costes operativos, y más concretamente del coste del servicio, que se reducirá un 15% hasta los 9,9 euros/cliente en 2024. En cuanto a ENDESA X Servicios, S.L.U., la filial orientada a la descarbonización de los consumos energéticos de familias, empresas y Administraciones Públicas, la inversión bruta crece igualmente un 30% hasta los más de 200 millones de euros. De ellos, en torno a 100 millones de euros se dirigirán al desarrollo del negocio de movilidad eléctrica. Con ello, el número de puntos de recarga para coches eléctricos se situará por encima de los 46.000 a cierre de 2024 y el de puntos de recarga de autobuses eléctricos alcanzará los 125 a final del Plan. Igualmente, se prevé una fuerte alza del número de contratos e-home para mantenimiento de luz y gas hasta los 2,7 millones (un 35% más). 3) Desarrollo de redes como elemento facilitador e integrador. El desarrollo de la red eléctrica es uno de los pilares fundamentales de la estrategia de ENDESA, ya que es esencial que la aceleración del ritmo de implantación de energías renovables a nivel nacional lleve aparejado un desarrollo de nuevas infraestructuras, que permitan la integración de estas energías, claves para la descarbonización y la electrificación de la economía. ENDESA tiene la vocación de mantenerse como el operador de referencia y a tal efecto, este nuevo Plan Estratégico da continuidad al esfuerzo inversor. Para ello contempla destinar 2.900 millones de euros brutos en el periodo 2022-2024 al desarrollo, automatización y modernización de la red. Con estas inversiones se espera que la base de activos regulada se mantenga constante en unos 11.700 millones de euros a lo largo del periodo. Cabe destacar que cerca de 1.300 millones de euros irán destinados a los planes de digitalización, contribuyendo a mejorar aún más la fiabilidad de la red y la calidad del servicio, consiguiendo la excelencia operativa. En particular, ENDESA prevé reducir el tiempo de interrupción del servicio en un 25%, las pérdidas en la red en tres puntos porcentuales, manteniendo el coste operativo por cliente en el nivel actual para los próximos tres años. 4.3. Principales indicadores financieros. En cuanto al desempeño financiero, y sobre la base de estas líneas de actuación, este nuevo Plan de Negocio incluye, entre otros parámetros, previsiones sobre indicadores económicos de los resultados consolidados. Conforme a ello, ENDESA espera una evolución positiva de: 1. El resultado bruto de explotación (EBITDA), que se incrementará un 6% anual en promedio hasta 4.700 millones de euros en el ejercicio 2024. 2. El resultado ordinario neto aumentará en igual tasa promedio hasta los 2.000 millones de euros en el ejercicio 2024. 30 3. Los flujos de efectivo netos procedentes de las actividades de explotación ascenderán a 10.300 millones de euros durante el periodo 2022-2024, asumiendo la recuperación del impacto sobre el capital circulante de las medidas regulatorias y fiscales puestas en marcha por el Gobierno en 2021, lo que permitirá acometer esta aceleración del plan de inversiones al tiempo que mantener una política atractiva de remuneración al accionista acorde con el perfil de crecimiento. A este respecto y con el fin de mantener el perfil de riesgo y la solidez financiera de ENDESA, la política de dividendos aprobada por la Sociedad mantiene un “pay-out” del 70% sobre el resultado ordinario neto durante el periodo 2022-2024, lo que supondría una rentabilidad por dividendo superior al 6% durante todo el horizonte del Plan (véase Apartado 19.2 de este Informe de Gestión Consolidado). Millones de Euros Objetivos Financieros Unidad 2022 2023 2024 Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (1) Millones de euros 4.100 4.500 4.700 Resultado Ordinario Neto (1) Millones de euros 1.800 1.900 2.000 Dividendo Bruto por Acción Euros 1,2 1,3 1,3 (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 4.4. Planificación a largo plazo y visión a 2030. ENDESA está plenamente comprometida con el desarrollo de un modelo de negocio sostenible y alineado con los objetivos del Acuerdo de París. Para ENDESA, la lucha contra el Cambio Climático ha supuesto un reto sin precedentes, estableciendo objetivos ambiciosos a través de los sucesivos Planes Estratégicos elaborados desde entonces, con el firme compromiso de tener cero emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) en 2050 y trazando una senda con claros objetivos intermedios de reducción. El Plan Estratégico 2022-2024 presentado el 25 de noviembre de 2021 sigue esta línea y se sustenta en la intención de ENDESA de liderar la Transición Energética, lo que conseguirá acelerando la descarbonización de su “mix” de generación y fomentando la adopción de comportamientos que redunden en una electrificación del consumo de sus clientes. En cuanto a la planificación a largo plazo, el Plan Estratégico 2022-2024 incluye los siguientes hitos: a. Descarbonización completa en 2040. En lo que respecta a este compromiso inicialmente establecido para 2050, y en base al reposicionamiento estratégico hacia las energías renovables que ya ha venido implementando en los últimos años, ENDESA se alinea con su matriz ENEL en el objetivo de adelantar a 2040 la completa descarbonización de sus actividades. Ello se conseguirá sobre la base de cuatro grandes ejes de actuación: 1. El despliegue de nueva capacidad renovable que haga 100% libre de emisiones toda la actividad de generación (dentro y fuera de la Península Ibérica), desde el 40% en 2021 y el 70% estimado en 2030. 2. La hibridación de instalaciones renovables con tecnologías de almacenamiento y de producción de hidrógeno verde. 3. La salida del negocio del carbón en 2027 y del de producción eléctrica con gas en 2040. 4. La salida del negocio minorista de comercialización de gas, mediante la oferta de una amplia gama de nuevos productos y servicios que incentiven la electrificación de los consumos de gas. 31 Senda de descarbonización total en 2040. Generación de electricidad. Senda de descarbonización total en 2040. Ventas de gas. Compromiso cero emisiones netas. ENDESA, como parte de Grupo ENEL, que forma parte de la campaña “Business Ambition for 1,5°C” que promueven Naciones Unidas y otras instituciones, ha establecido un objetivo a largo plazo para conseguir la neutralidad en emisiones en toda la cadena de valor para 2040, tanto en emisiones directas (Alcance 1), alcanzando la completa descarbonización de su mix de generación, como indirectas (Alcances 2 y 3), incluyendo el abandono de la comercialización de gas natural. Todo ello junto a los objetivos científicos en todos los ámbitos pertinentes y de acuerdo con los criterios y recomendaciones de la “Science Based Targets initiative” (SBTi). 32 b. Actualización de la visión de ENDESA a 2030. ENDESA ha revisado con criterios más ambiciosos la visión de sus principales objetivos de negocio en el horizonte 2030 y mantiene este ejercicio prospectivo para transmitir la estrategia a seguir en una década clave para el Sector por los múltiples y profundos cambios que afronta la actividad energética en España y Portugal derivados de la descarbonización, la electrificación masiva de la demanda y el respeto a los criterios de Sostenibilidad y Circularidad de la actividad empresarial. ENDESA es un actor fundamental en la reconfiguración del Sector, ya que es el mayor distribuidor, y segundo mayor productor de electricidad en la Península Ibérica, además de tener la mayor base de clientes. Para aprovechar las oportunidades derivadas tanto del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), como de la nueva estrategia “Fit for 55” de la Unión Europea (UE), ENDESA ha estimado unas inversiones brutas de 31.000 millones de euros entre 2021 y 2030. Visión Objetivo Gases Efecto Invernadero (GEI) Ámbito Principales Factores y Acciones para Conseguir el Objetivo Corto Plazo (2024) 145 gCO 2eq /kWh en 2024 100% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) Alcance 1 • Eliminación gradual del 90% de la capacidad a base de carbón en el periodo 2022-2024 (peso porcentual de la capacidad a base de carbón consolidada del 10% en 2020 a aproximadamente el 1% en 2024 con cierre previsto a 2027). • Inversión bruta de 3.100 millones de euros para acelerar el desarrollo de las energías renovables instalando 4 GW de nueva capacidad renovable en el periodo 2022-2024, alcanzando los 12,3 GW de capacidad renovable consolidada en 2024. Medio-Largo Plazo (2030) <95 gCO 2eq /kWh en 2030 (80% de reducción respecto al año de referencia 2017) 100% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) Alcance 1 • Anticipación del abandono del carbón a 2027 en lugar de 2030 (eliminación gradual de capacidad de carbón en el periodo 2017- 2027). • Inversión bruta de 12.400 millones de euros para acelerar el desarrollo de las energías renovables instalando 16 GW de capacidad renovable en el periodo 2021-2030, alcanzando 24 GW de capacidad renovable consolidada en 2030 (1,7 GW en el año de referencia 2017). 6,6 MtCO 2eq (55% de reducción respecto al año de referencia 2017) 100% de las emisiones de Alcance 3 relativas a la venta de gas natural en el mercado final (Alcance 3, “Categoría de Uso de los Productos Vendidos”) • Fomento de la transición de los clientes del gas a la electricidad (sobre todo clientes residenciales). • Optimización de la cartera de gas de los clientes (especialmente clientes industriales). Largo Plazo (2040) ~0 gCO 2eq /kWh en 2040 100% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) Alcance 1 • Apuesta por la eliminación gradual de la capacidad térmica y conseguir un “mix” energético renovable al 100%. 0 MtCO 2eq (100% de reducción respecto al año de referencia 2017) 100% de las emisiones de Alcance 3 (1) (2) • Cese del negocio de comercialización de gas en base a la electrificación del consumo, adelantando la electrificación completa de 2050 a 2040. (1) De acuerdo con el compromiso de neutralidad en las emisiones del Grupo ENEL, que incluye tanto las directas como las indirectas, ENDESA asume el compromiso de las emisiones de Alcance 2 y Alcance 3 de acuerdo con el "Net-Zero Standard" que la “Science Based Targets initiative” (SBTi) está desarrollando. (2) Se establece un objetivo de 100% de reducción de emisiones de Alcance 3 a 2040 relacionado con la comercialización de gas, así como la neutralidad en el resto de emisiones indirectas. 33 Más concretamente: 1. El 40%, unos 12.000 millones de euros, estarán destinados a aumentar el parque generador renovable hasta alcanzar 24 GW. Con ello, la producción con fuentes limpias se multiplicará por cuatro hasta 48 TWh y la proporción de generación peninsular libre de emisiones alcanzará el 95%. Estos objetivos se encuentran respaldados por una sólida cartera de proyectos que alcanza los 80 GW. Este crecimiento en renovables, junto a la salida total del negocio de carbón en 2027, se afrontan desde un punto de vista de Economía Circular. 2. Otro 40% irá destinado a la red de distribución, 12.000 millones de euros aproximadamente, lo que elevará la base de activos regulados desde los 11.700 millones de euros actuales a los 13.200 millones de euros a final de 2030. Con ello se pretende profundizar en la mejora de la seguridad y calidad del suministro, así como hacer la red más eficiente y flexible para encarar las necesidades de la nueva generación renovable prevista y la nueva demanda de los clientes. El número de usuarios finales de la red de ENDESA crecerá así un 6% hasta 13,1 millones. 3. Finalmente, el negocio de comercialización de energía y otros productos y servicios absorberá 4.100 millones de euros hasta final de la década. Con ello, el número de clientes en el segmento de mercado libre crecerá previsiblemente un 23%, situándose en el entorno de los 6,9 millones en 2030. La electrificación de la demanda será igualmente impulsada para alcanzar el entorno de los 400.000 puntos de recarga de vehículos eléctricos a final de esta década. Al mismo tiempo, se prevé contar con una base de hasta 2,6 GW en instalaciones de gestión de la demanda, lo que permitirá el uso de nuevos sistemas y modelos de gestión que se apoyarán en las nuevas funcionalidades de la red de distribución. Sin perjuicio de lo anterior, la información prospectiva no ha de considerarse como una garantía de desempeño futuro de la Sociedad, en el sentido de que tales planes y previsiones se encuentran sometidos a riesgos e incertidumbres que implican que el desempeño futuro de ENDESA puede no coincidir con el inicialmente previsto (véase Apartado 6 de este Informe de Gestión Consolidado). 5. Escenario de Referencia. 5.1. Evolución de los principales indicadores del mercado. Indicadores del Mercado Enero - Diciembre 2021 Enero - Diciembre 2020 % Var. Precio Medio Aritmético en el Mercado Mayorista de Electricidad (€/MWh) (1) 111,9 34,0 229,1 Precio Medio ICE Brent ($/bbl) (2) 71,0 43,2 64,4 Precio Medio de los Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) (€/t) (3) 53,6 24,8 116,1 Precio Medio de Carbón (€/MWh) (4) 121,7 50,5 141,0 Precio Medio de Gas (€/MWh) (5) 46,6 9,3 401,1 (1) Fuente: Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español (OMIE). (2) Fuente: ICE: Brent Crude Futures. (3) Fuente: ICE: ECX Carbon Financial Futures Daily. (4) Fuente: Índice Api2. (5) Fuente: Índice TTF. Tipos de Cambio de Cierre (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia Tipo de Cambio de Cierre (Euro / Dólar Estadounidense) 1,1370 1,2270 (0,0900) Tipo de Cambio de Cierre (Euro / Libra Esterlina) 0,8396 0,8980 (0,0584) (1) Fuente: Thomson Reuters. Tipos de Cambio y de Interés Medios Enero - Diciembre 2021 Enero - Diciembre 2020 Diferencia Tipo de Cambio Medio (Euro / Dólar Estadounidense) (1) 1,1829 1,1417 0,0412 EURIBOR a 6 Meses (Media del Periodo) (2) (0,52) (0,36) (0,16) (1) Fuente: Thomson Reuters. (2) Fuente: Bloomberg. Porcentaje (%) Inflación Anual Estimada (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia España 6,5 (0,3) 6,8 (1) Fuente: INE. 34 5.2. Mercado de electricidad y gas. Electricidad. Durante el ejercicio 2021 y 2020 la evolución de la demanda eléctrica es la siguiente: Porcentaje (%) Evolución Demanda Eléctrica (1) Sin Corregir Efectos de Laboralidad y Temperatura Corregidos Efectos de Laboralidad y Temperatura 2021 2020 2021 2020 Peninsular 2,4 (5,1) 2,4 (5,1) Territorios No Peninsulares (TNP) 5,2 (13,7) 6,1 (13,3) (1) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. (REE). En barras de central. Durante el ejercicio 2021 la demanda acumulada peninsular de energía eléctrica ha aumentado un 2,4% corregidos los efectos de laboralidad y temperatura (-5,1% en el ejercicio 2020). La demanda acumulada de energía eléctrica en los Territorios No Peninsulares (TNP), corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, finalizó el ejercicio 2021 con un aumento del 10,6% en las Islas Baleares y del 1,6% en las Islas Canarias respecto del mismo periodo del ejercicio anterior (-18,0% y -10,5%, respectivamente, en el ejercicio 2020). A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la evolución de la demanda eléctrica peninsular en los territorios en que ENDESA distribuye electricidad es la siguiente: Porcentaje (%) Evolución Demanda Eléctrica Peninsular: Área ENDESA (1) 2021 2020 ENDESA 1,5 (4,4) Industrial (0,3) (5,8) Servicios 8,3 (12,1) Residencial (3,5) 4,7 ENDESA corregidos efectos de laboralidad y temperatura 1,7 (5,0) (1) Fuente: Elaboración propia. El ejercicio 2021 se ha caracterizado por precios extraordinariamente altos, situándose el precio medio aritmético en el mercado mayorista de electricidad en 111,9 €/MWh (+229,1%) como consecuencia, principalmente, de la evolución de los precios de las materias primas y de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). La contribución de las energías renovables al conjunto de la producción peninsular acumulada durante el ejercicio 2021 ha sido del 48,4% (45,5% en el ejercicio 2020). A 31 de diciembre de 2021 ENDESA alcanzó las siguientes cuotas en el mercado de electricidad: Porcentaje (%) Cuota de Mercado (Electricidad) (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Generación Peninsular (2) 17,5 18,0 Distribución 42,7 42,9 Comercialización 29,6 32,4 (1) Fuente: Elaboración propia. (2) Incluye renovables. Gas. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la evolución de la demanda gas es la siguiente: Porcentaje (%) Evolución Demanda Gas (1) 2021 2020 Mercado Nacional 3,4 (9,6) Convencional Nacional 4,3 (5,3) Sector Eléctrico (0,8) (20,7) (1) Fuente: Enagás, S.A. Durante el ejercicio 2021 la demanda convencional de gas ha aumentado un 4,3%. 35 A 31 de diciembre de 2021 ENDESA alcanzó la siguiente cuota en el mercado de gas: Porcentaje (%) Cuota de Mercado (Gas) (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Mercado Liberalizado 15,1 14,3 (1) Fuente: Elaboración propia. 5.3. Cambio Climático y escenarios a largo plazo. 5.3.1. Cambio Climático. Los principales indicadores de desempeño (KPIs) relacionados con el Cambio Climático definidos en el Plan Estratégico de ENDESA 2022-2024 son los siguientes: Línea de Actuación Objetivos 2023 Resultado 2021 Acciones a Destacar Descarbonización de la Actividad de ENDESA (1) Emisiones Específicas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de Alcance 1 (gCO 2e /kWh). <150 185,8 Reducción de las emisiones específicas del 53% con respecto a 2017. Emisiones Específicas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de la comercialización de electricidad (gCO 2e /kWh). Nd (2) 179,0 Se establece un objetivo de 100% de reducción de emisiones de Alcance 3 a 2040 relacionado con la comercialización de gas y de electricidad, así como la neutralidad en el resto de emisiones indirectas. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de la comercialización de gas natural (tCO 2e ) – Alcance 3. Nd (3) 15.157.936 Se establece un objetivo de 100% de reducción de emisiones de Alcance 3 a 2040 relacionado con la comercialización de gas y de electricidad, así como la neutralidad en el resto de emisiones indirectas. Producción Libre de Dióxido de Carbono (CO 2 ) (% Producción) 75 66,5 Incremento de la producción libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) del 36% con respecto a 2017, con un objetivo de alcanzar el 100% de producción libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) en 2040. Capacidad Instalada Bruta de Renovables (MW Instalados) 11.593 8.433 Aumento de la capacidad renovable instalada (0,50 GW solar y 0,12 GW eólica). Capacidad Bruta Térmica Fósil Instalada (MW Instalados) ~8.000 11.188 Cese de la actividad de carbón en 2027. (1) Fuente: Elaboración Propia. (2) El seguimiento de este objetivo está establecido para el año 2040. (3) Se establece un objetivo de reducción del 55% a 2030 respecto a 2017, y del 100% a 2040. Compromiso global para combatir el Cambio Climático. El Acuerdo de París tiene como objetivo principal limitar el incremento de la temperatura global a 2ºC, con la aspiración de que no supere el 1,5ºC respecto al periodo preindustrial, e introduce la condición de neutralidad en carbono, que debe alcanzarse en 2050. La Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de Glasgow (COP26), celebrada en noviembre de 2021, se cerró con el Pacto por el Clima de Glasgow que, a partir del papel de la ciencia y de la insuficiencia de los compromisos presentados, reconoce la urgencia de acelerar la acción climática. El Pacto actualiza el objetivo de limitación de la temperatura, de manera que todos los países reconocen que se debe limitar el calentamiento global a 1,5ºC, recogiendo la necesidad de reducir las emisiones en un 45% en 2030 respecto a 2010 y, en este sentido, dada la insuficiencia de los compromisos presentados hasta el momento se solicita a todos los países que aumenten, anualmente, sus objetivos de reducción de emisiones a 2030 para alinearlos con los objetivos de París, y se actualiza el mecanismo con objetivos más ambiciosos para pedir cuentas de manera anual, en lugar de cada cinco años, como estaba previsto en París. En línea con la urgencia climática y el llamamiento a la definición de objetivos más ambiciosos, en los últimos años ENDESA ha orientado su estrategia, con el establecimiento de objetivos ambiciosos a través de los sucesivos Planes Estratégicos elaborados desde que se adoptó el Acuerdo de París. Los resultados obtenidos por ENDESA y la senda de descarbonización que lleva recorrida en los últimos años dan muestra de su ambición en materia de descarbonización, y su esfuerzo en año tras año superar sus objetivos comprometidos. En el año 2021 ENDESA, a través de su Plan Estratégico 2022-2024, ha dado a conocer su hoja de ruta para ser una empresa con una generación completamente descarbonizada en 2040, adelantado, de esta forma, en diez años el objetivo anterior. ENDESA acelera de esta forma la salida de su negocio de generación a partir de combustibles fósiles, así como de venta de gas, para ser una Compañía eléctrica 100% renovable y sin ligazón con tecnologías de producción emisoras o combustibles fósiles. 36 ENDESA, a través de la actualización de su Plan Estratégico para el periodo 2022-2024, reafirma su estrategia de Transición Energética que se sustenta en el crecimiento del 48% en la potencia instalada de fuentes de energías renovables, hasta alcanzar un total de 12,3 GW. Con ello, el 92% de la producción de energía en la Península Ibérica de ENDESA estará libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) a final de 2024. La nueva potencia renovable que se sumará al “mix” energético de ENDESA en este periodo ascenderá a 4 GW. De ellos, el 90% será solar y el resto, eólico. El despliegue renovable crecerá a una media de 1,3 GW al año. En una mirada a 2030 ENDESA prevé en su Plan Estratégico 2022-2024 alcanzar los 24 GW operativos al cierre de la década, lo que supone incrementar un 20% lo estimado hace un año, que permitirá triplicar la potencia actualmente instalada. Esta nueva potencia renovable superará ampliamente la reducción de la potencia de origen térmico por el cierre de centrales de carbón en la Península Ibérica, proceso en el que ENDESA sigue avanzando tras lograr durante 2021 la autorización de cierre para la central de Litoral (Almería) así como el final programado de la producción en la central de carbón de Pego (Portugal), en la que ENDESA es socio minoritario. Quedaría así ya sólo pendiente la autorización de cierre para la central de As Pontes (A Coruña). Con todo ello, el 63% del parque generador de ENDESA en la Península Ibérica será de origen renovable a final de 2024. ENDESA, en su afán de ir más allá sus objetivos comprometidos, cerró el año 2021 consolidando su tendencia acumulada de reducción de emisiones; en seis años desde la adopción del Acuerdo de París se han reducido las emisiones un 69% desde 2015 (un 81% desde 2005, año en que entró en vigor el Protocolo de Kioto). ENDESA promueve la transparencia en sus divulgaciones sobre el Cambio Climático y trabaja para hacer visible a sus partes interesadas que está abordando el Cambio Climático con diligencia y determinación, siguiendo, para ello, las recomendaciones del Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera Relacionada con el Clima (TCFD) del Consejo de Estabilidad Financiera, y conforme a las “Directrices sobre la Presentación de Información relacionada con el Clima” publicadas por la Comisión Europea. ENDESA, como firmante a través del Grupo ENEL de la campaña “Business Ambition for 1,5°C” promovida por las Naciones Unidas, ha establecido un objetivo de reducción de emisiones alineado con un incremento de temperatura máximo de 1,5ºC respecto a los niveles preindustriales, acorde a los criterios y recomendaciones de la iniciativa “Science Based Targets” (SBTi), comprometiéndose a que en 2030 las emisiones específicas de Alcance 1 no superen los 95 gCO 2 /kWh. De esta forma ENDESA juega una vez más, un papel clave en la lucha contra el Cambio Climático, demostrando liderazgo y contribuyendo significativamente al cumplimiento de los compromisos nacionales e internacionales que afrontan la descarbonización del planeta y cumpliendo con los objetivos del mencionado Acuerdo de París. 5.3.2. Estrategia. Escenarios. ENDESA utiliza Escenarios climáticos, energéticos y macroeconómicos en los horizontes temporales de corto (correspondiente al Plan Estratégico), medio (correspondiente a los plazos de cobertura del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC)), y largo plazo (2050), para evaluar la flexibilidad y resiliencia de su Plan Estratégico. En estos escenarios tiene gran importancia el impacto del Cambio Climático, que produce efectos que se pueden analizar en términos de: − Eventos Extremos: olas de calor, lluvias torrenciales, huracanes, etc. y su impacto potencial sobre las instalaciones industriales. − Fenómenos Crónicos: para considerar los cambios paulatinos en las condiciones climáticas, tales como aumento de la temperatura media, aumento del nivel del mar, etc. que afecta a la producción de las centrales de generación eléctrica, y a los perfiles de consumo. − Transición: de los diferentes sectores hacia una economía verde, caracterizada por ser más descarbonizada. Los aspectos relacionados con las proyecciones de las variables climáticas, en términos de fenómenos crónicos y de eventos extremos, definen los Escenarios Físicos, y los aspectos relacionados con la transición industrial y económica hacia soluciones descarbonizadas definen los Escenarios de Transición. Estos 37 escenarios se construyen con el objetivo de disponer de un marco de referencia que permita asegurar la coherencia entre las proyecciones climáticas y las hipótesis de transición. La planificación estratégica en base a la utilización de escenarios se basa en la definición de futuros alternativos, definidos a partir de algunas variables clave, como por ejemplo, el cumplimiento de los objetivos definidos en el Acuerdo de París, o el desarrollo tecnológico. Respecto a un enfoque de previsión, los escenarios ofrecen mayor flexibilidad y permiten prepararse para afrontar los riesgos y aprovechar las oportunidades. El enfoque de previsión incluye proyecciones basadas en tendencias pasadas, por lo que no anticipa cambios, riesgos u oportunidades significativas. Los escenarios se utilizan en los procesos de planificación, posicionamiento estratégico y evaluación de los riesgos y de la resiliencia de la estrategia. La elaboración de los escenarios ayuda a tomar decisiones estratégicas en condiciones complejas e inciertas, analizando futuros plausibles alternativos, permitiendo diseñar diferentes caminos, tiempos y opciones de mitigación, y a realizar análisis basados en los riesgos clave para desafiar el pensamiento estratégico. Realizar un benchmarking de escenarios externos constituye un punto de partida útil para construir escenarios internos robustos. Existen muchos escenarios energéticos globales de transición, publicados por diferentes organismos y diseñados para múltiples propósitos, desde la planificación gubernamental hasta el apoyo a los procesos de toma de decisiones empresariales. La actividad de benchmarking consiste en el análisis de los escenarios preparados por organizaciones con la finalidad de comparar los resultados en términos de mix energético, tendencia de emisiones y elecciones tecnológicas, e identificar para cada uno de ellos los principales impulsores de la Transición Energética. Los escenarios energéticos globales se clasifican por familias de escenarios, en función del nivel de ambición climática: Escenarios Descripción “Business as usual/ Stated Policies” • Escenarios energéticos basados en el business as usual / políticas actuales. Proporcionan un punto de referencia conservador para el futuro, representando la evolución del Sistema Energético sin políticas climáticas y energéticas adicionales. Estos escenarios no alcanzan a cumplir los objetivos del Acuerdo de París. “Paris Aligned” • Escenarios energéticos alineados con el Acuerdo de París, es decir, que incluyen un objetivo de limitación del aumento global de la temperatura media global muy por debajo de los 2°C respecto a los niveles preindustriales. Para alcanzar este objetivo, los escenarios de esta categoría consideran nuevas y ambiciosas políticas de impulso de la electrificación de usos finales de energía, así como de desarrollo de renovables. “Paris Ambitious” • Escenarios energéticos globales que establecen una transición hacia cero emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en 2050, de forma coherente con el objetivo más ambicioso del Acuerdo de París, es decir, conseguir que el aumento de la temperatura media global no supere los 1,5°C. Todos los escenarios de esta familia tienen en común los impulsores de la Transición Energética hacia el cero neto en 2050: el proceso de electrificación de los usos energéticos finales y el aumento de la generación eléctrica renovable, tanto en el medio como en el largo plazo. Sin embargo, difieren en la tipología de soluciones adicionales necesarias en el largo plazo para cubrir el gap hacia las emisiones netas cero, considerando diferente importancia a las aportaciones de las distintas tecnologías y a los cambios de comportamiento. En general, las conclusiones que se extraen del análisis sistemático de los diferentes escenarios es que en aquellos más ambiciosos desde el punto de vista de la mitigación del Cambio Climático, subyace una mayor penetración de la electrificación y de la generación renovable. 15 20 25 30 35 40 45 50 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Generación removable (%) Enerblue Enerbase Energreen STEPS SDS Base NZE 1.5C Red Green PES >2°C ≤2°C Incremento de la temperatura NZ@2050/~1.5°C Nivel 2019 En 2050 | Fuente: elaboración interna basada en IEA (2021), World Energy Outlook 2021 | BNEF (2021), New Energy Outlook | IRENA (2020), Global Renewables Outlook | IRENA (2021), World Energy Transition Outlook 38 La adquisición y el procesamiento de la gran cantidad de datos obtenidos de la aplicación de los escenarios, así como la identificación de las metodologías y métricas necesarias para interpretar fenómenos complejos, y en el caso de Escenarios Climáticos, de muy alta resolución, requiere un diálogo continuo con expertos tanto externos como internos. Para evaluar los efectos de los fenómenos de transición y físicos en el Sistema Energético, por ejemplo, el Grupo ENEL utiliza modelos que describen el Sistema Energético del país considerando las especificidades a nivel tecnológico, socioeconómico, de políticas y de marco regulatorio. La adopción de los citados escenarios y su integración en la gestión ordinaria de la Compañía, tal y como recomienda el “Task Force on Climate-related Financial Disclosures” (TCFD), permiten la evaluación de los riesgos y oportunidades asociados al Cambio Climático. El proceso que traduce las conclusiones de la aplicación de los escenarios en información útil para decisiones industriales y estratégicas se puede resumir en cinco pasos: Escenarios Físicos. Para la evaluación de los riesgos físicos se han seleccionado tres Escenarios Climáticos coherentes con los publicados en el sexto informe del “Intergovernmental Panel on Climate Change” (IPCC) 1 . Estos escenarios se caracterizan por un nivel de emisiones de acuerdo al denominado “Representative Concentration Pathway” (RCP), y cada uno de ellos está relacionado con uno de los cinco escenarios definidos por la Comunidad científica como “Shared Socioeconomic Pathways” (SSP). Los escenarios “Shared Socioeconomic Pathways” (SSP) consideran hipótesis de carácter general sobre población, urbanización, etc. Los tres escenarios considerados son: 1 IPCC Sixth Assessment Report, Working Group 1, “The Physical Science Basis” (2021). 39 Escenarios Descripción “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6) • Escenario compatible con un aumento global de la temperatura muy por debajo de los 2ºC en 2100 respecto a niveles preindustriales (1850-1900). El “Intergovernmental Panel on Climate Change” (IPCC) proyecta un aumento de temperatura medio de ~+1,8ºC respecto al periodo 1850-1900, con una probabilidad del 44% de limitar el incremento de temperatura por debajo de 1,5ºC, y del 78% de que se mantenga por debajo de +2ºC 2 . Para el análisis que tiene en cuenta tanto las variables físicas como las de transición, el Grupo asocia el Escenario SSP1 – RCP 2.6 al Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6) al Escenario “Paris” y “Best Place”. • “Shared Socioeconomic Pathways” 2 (SSP 2) - “Representative Concentration Pathway” 4.5 (RCP 4.5) • Escenario compatible con un Escenario intermedio, en el que se estima un aumento medio de la temperatura de unos 2,7ºC en 2100, respecto al periodo 1850-1900. Se ha considerado este Escenario como el más representativo del contexto climático y geopolítico actual a nivel global. Este Escenario proyecta un calentamiento global coherente con las estimaciones fruto de las políticas actuales y previstas a nivel mundial3. Para el análisis que tiene en cuenta tanto las variables físicas como las de transición, el Grupo asocia el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 2 (SSP 2) - “Representative Concentration Pathway” 4.5 (RCP 4.5) al Escenario “Slow Transition”. “Shared Socioeconomic Pathways” 5 (SSP 5) - “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5) • Escenario compatible con un Escenario que considera que no se van a llevar a cabo medidas específicas para combatir el Cambio Climático. En este Escenario se estima que el aumento global de la temperatura respecto a niveles preindustriales será de unos 4,4ºC en 2100, respecto a los niveles preindustriales. “Intergovernmental Panel on Climate Change” (IPCC) estima que el aumento estará por encima de los 3ºC, y que con una probabilidad del 62% superará los 4ºC. Se considera el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 5 (SSP 5) - “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5) como la situación más desfavorable, y se ha utilizado para evaluar las consecuencias de los impactos climáticos en un escenario extremo, que actualmente se considera de baja probabilidad de ocurrencia. El Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6) se utiliza para evaluar las consecuencias de los impactos climáticos asociados a una Transición Energética que alcanza objetivos ambiciosos en términos de mitigación. El trabajo realizado con los Escenarios Climáticos considera tanto fenómenos crónicos como eventos extremos. Para la descripción de fenómenos específicos complejos, se tienen en cuenta datos y análisis realizados por entidades privadas, públicas y académicas. Los escenarios utilizados son globales, pero para poder definir los efectos a nivel de las áreas concretas en las que el Grupo ENEL desarrolla su actividad, deben ser analizados a nivel local. La colaboración con el “International Centre for Theoretical Physics” (ICTP) ha permitido disponer de las proyecciones de las variables climáticas más importantes con una resolución equivalente a una cuadrícula de entre 12 km 2 y 100 km 2 , para un horizonte temporal entre 2020 y 2050. Las principales variables consideradas son la temperatura, las precipitaciones de nieve y lluvia y la radiación solar. Para conseguir un análisis más robusto, actualmente se trabaja en base al modelo climático regional definido por el “International Centre for Theoretical Physics” (ICTP) más otros cinco seleccionados entre los más representativos de los modelos climáticos referidos en la literatura especializada. El trabajo con varios modelos permite realizar análisis más robustos basados en hipótesis medias de los modelos individuales. En 2021 se han analizado proyecciones para España en base al conjunto de modelos citado, lo que ha permitido disponer de una representación mejor definida de los Escenarios Físicos. El “International Centre for Theoretical Physics” (ICTP) actúa también como soporte científico en la interpretación de cualquier dato climático considerado. El análisis de ciertos aspectos depende no solo de las proyecciones climáticas, sino también de las características del territorio, por lo que resulta necesario hacer una modelización más específica para conseguir una representación con alta resolución. Para conseguirlo, de forma complementaria a los Escenarios Climáticos desarrollados por el “International Centre for Theoretical Physics” (ICTP), se utilizan los mapas de “Natural Hazard”. Gracias a la utilización de estos mapas se consigue obtener, con una elevada resolución espacial, las frecuencias esperadas para una serie de eventos climáticos como por ejemplo tormentas, huracanes o inundaciones. Las conclusiones de este tipo de análisis utilizando series históricas, se están aplicando para optimizar la estrategia en el ámbito de los seguros. Actualmente se está trabajando para poder integrar estas conclusiones con las proyecciones de los Escenarios Climáticos. El Grupo ENEL se ha dotado de las herramientas, y ha adquirido el conocimiento suficiente para trabajar de forma independiente con los datos brutos publicados por la Comunidad científica, lo que permite disponer de una visión global y de alto nivel de la evolución a largo plazo de las variables climáticas de interés. Las fuentes utilizadas son los outputs de los modelos climáticos y regionales del CMIP6 4 y CORDEX 5 . CMIP6 es el sexto 2 IPCC Fifth Assessment Report, Working Group 1, “Long-term Climate Change: Projections, Commitments and Irreversibility”. 3 Climate Action Tracker thermometer, estimaciones de calentamiento global en 2100 considerando las actuales “Policies & action” y “2030 targets only” (actualización de noviembre de 2021). 4 https://www.wcrp-climate.org/wgcm-cmip/wgcm-cmip6 5 https://cordex.org/ 40 “assessment” del “Coupled Model Intercomparison Project” (CMIP), un proyecto del “World Climate Research Programme” (WCRP) y del “Working Group of Coupled Modelling” (WGCM) que proporciona datos climáticos brutos procedentes de modelos climáticos globales, que se utilizan para evaluar las métricas estándar sobre una escala global, con una resolución de unos 100 km x 100 km. “Coordinated Regional Climate Downscaling Experiment” (CORDEX) también se encuadra en el ámbito del “World Climate Research Programme” (WCRP), y proporciona proyecciones climáticas regionales con mayor resolución. Los trabajos desarrollados han permitido extraer las siguientes conclusiones respecto a los territorios en los que opera ENDESA: − Eventos Extremos: El número de días con riesgo extremo de incendio (“Fire Weather Index” > 45) será superior en el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 5 (SSP 5) - “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5) que en el “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6), aumentando, en cualquier caso, respecto a la media histórica. Para todos los escenarios, en la zona centro-sur de España, en verano, aumentará de forma importante el número de días del año con riesgo alto de incendio. Aumento del número medio de días al año, en verano, con riesgo alto de incendio para los diferentes escenarios RCP y respecto a la serie histórica (1990-2010). Por lo que respecta a las olas de calor, se espera que en el periodo 2030-2050 se produzcan de forma más generalizada y frecuente, sobre todo en el área meridional del país. Se espera una variación en la frecuencia con la que se producirán fenómenos de precipitaciones extremas. En un análisis preliminar se ha concluido que la pluviosidad media anual de las jornadas de lluvia con una intensidad superior al percentil 95 se reducirá en algunas áreas del sur del país en el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6). − Fenómenos Crónicos: Se ha realizado un análisis de mayor detalle sobre las potenciales necesidades de climatización y de calefacción, que ha permitido concluir que en el periodo 2030-2050, con respecto al periodo 1990-2020, se estima que se reducirán los “Heating Degree Days” (HDD) 6 en todos los escenarios, desde el (-8%) en el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6) al (-17%) en el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 5 (SSP 5) - “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5). Los resultados obtenidos también prevén un aumento de los “Cooling Degree Days” (CDD) 7 en todos los escenarios, desde el +35% en el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 1 (SSP 1) - “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6) hasta el +58% en el “Shared Socioeconomic Pathways” 2 (SSP 2) - “Representative Concentration Pathway” 4.5 (RCP 4.5) y el +81% en el Escenario “Shared Socioeconomic Pathways” 5 (SSP 5) - “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5). 6 Heating Degree Days (HDD): sumatorio anual de la diferencia entre la temperatura interior (estimada en 18ºC) y la temperatura exterior, considerando todos los días del año que tienen una temperatura exterior inferior o igual a 15ºC. 7 Cooling Degree Days (CDD): sumatorio anual de la diferencia entre la temperatura interior (estimada en 21ºC) y la temperatura exterior, considerando todos los días del año que tienen una temperatura exterior superior o igual a 24ºC. días 41 Por lo que respecta a la pluviosidad, se ha analizado su variación en las cuencas de interés para la producción hidroeléctrica de ENDESA, y, tras un análisis preliminar, las conclusiones no evidencian variaciones importantes al comparar el periodo 2030-2050 con el periodo 1990-2009, presentando una tendencia a la baja en el sur de España en todos los escenarios. Cabe destacar que ENDESA ha sido una empresa pionera en la utilización de Escenarios Climáticos. En 2009 lanzó su primer proyecto con el fin de analizar y evaluar la vulnerabilidad de todos sus negocios e instalaciones a nivel global, hecho por el que fue elegido por el antiguo Ministerio de Agricultura y Pesca, Alimentación y Medio Ambiente (actualmente Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO)) como representante del Sector Energético para la iniciativa ADAPTA I y II. Tras ello, ENDESA ha seguido profundizando en la materia, participando en múltiples iniciativas internacionales y desarrollando proyectos relativos a diferentes ámbitos. Escenarios de Transición. El Escenario de Transición representa la evolución de la producción y el consumo de energía en los distintos sectores en un contexto económico, social y regulatorio coherente con la evolución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y por lo tanto relacionado con los Escenarios Climáticos. Por lo que respecta a las hipótesis establecidas para definir los Escenarios de Transición, hay que destacar: − Las hipótesis relacionadas con el contexto regulatorio en materia de Cambio Climático, que regulan aspectos como la reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ), la eficiencia del Sistema Energético, la descarbonización del Sector Eléctrico, la reducción del consumo de petróleo, etc. − El contexto macroeconómico y energético (por ejemplo, en términos de Producto Interior Bruto (PIB), población y precio de las materias primas), considerando referencias internacionales, como la Agencia Internacional de la Energía (IEA) “Bloomberg New Energy Finance” (BNEF), “International Institute for Applied Systems Analysis” (IIASA) 8 , etc. 8 De IIASA se han tomado datos referentes a la demanda de materias primas y a la población subyacente en los “Shared Socioeconomic Pathways (SSPs)”, en los que se proyectos diferentes escenarios que describen la evolución socioeconómica y del marco regulatorio, de forma coherente con los Escenarios Climáticos. Los datos extraídos de los “SSPs” se utilizan, junto con la modelización interna, como soporte para las previsiones a largo plazo, como por ejemplo las relacionadas con la demanda eléctrica y los precios de las materias primas. 42 En 2021 el Grupo ENEL ha revisado el marco de referencia de los Escenarios de Transición Energética de medio-largo plazo, y ha definido tres escenarios alternativos: Escenarios Descripción Escenario “Paris” • Prevé un nivel de ambición climática significativamente mayor al “business as usual”, en el que el incremento de ambición se basa en una mayor electrificación y presencia de renovables. Escenario “Slow Transition” • Escenario caracterizado por una Transición Energética más lenta, que no permite alcanzar los objetivos del Acuerdo de París. Este Escenario considera un incremento menor de la presencia de renovables y una electrificación menor respecto al Escenario “Paris”, sobre todo en el corto plazo. Escenario “Best Place” • Construido para testear hipótesis más ambiciosas que el Escenario “Paris”. En este Escenario también se cumplen los objetivos del Acuerdo de París, pero se considera un portfolio más amplio de soluciones tecnológicas, por ejemplo, una mayor penetración del hidrógeno verde, es decir, producido a partir de electricidad renovable, utilizado de forma amplia en los sectores denominados “hard-to-abate”, facilitando el proceso de descarbonización hacia las emisiones netas cero. En 2021, para la planificación a largo plazo se ha elegido el Escenario “Paris”, coherente con el éxito del Acuerdo de París, y a nivel de España coherente también con su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC). De esta forma ENDESA opera en base a un modelo de negocio alineado con el máximo nivel de ambición del Acuerdo de París, es decir, alineado con un objetivo de limitar el aumento de temperatura global a 1,5ºC, y, para ello, ha fijado unos ambiciosos objetivos a largo plazo para alcanzar en 2040 una generación totalmente renovable, así como una comercialización de energía cero emisiones. Las hipótesis sobre la evolución de los precios de las materias primas en el Escenario “Paris” son coherentes con los escenarios externos que alcanzan los objetivos del Acuerdo de París. Se considera en 2030 un crecimiento mantenido en el precio del dióxido de carbono (CO 2 ), a causa de la reducción progresiva de la oferta de permisos frente a una demanda creciente, y una progresiva disminución del precio del carbón, debido a una disminución de la demanda. Por lo que respecta al gas, se estima que las tensiones sobre el precio se relajarán en los próximos años como consecuencia de un realineamiento entre oferta y demanda a nivel global. Finalmente, se prevé una progresiva estabilización del precio del petróleo, para el que se estima el pico de demanda sobre el año 2030. Para la aplicación de las variables de interés a nivel local en ENDESA, en la definición del Escenario “Paris” se ha utilizado un enfoque “bottom up” gracias a que se dispone de modelos para la simulación del equilibrio de largo plazo de todo el Sistema Energético, lo que ha permitido establecer una evolución de las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) para asegurar la coherencia con el objetivo de emisiones netas cero en 2050, y coherente, por lo tanto, con la estabilización de la temperatura media global en +1,5°C. Los dos escenarios alternativos “Slow Transition” y “Best Place” se utilizan para los test de estrés estratégicos, la evaluación de los riesgos y la identificación de oportunidades de negocio. Efecto conjunto de los Escenarios de Transición y de los Escenarios Físicos sobre la demanda eléctrica. A través de la utilización de modelos de un Sistema Energético integrado es posible cuantificar la demanda de servicio del país. Tal nivel de detalle permite discriminar los efectos específicos que un cambio en las temperaturas puede provocar sobre las necesidades energéticas. A tal fin, en los Escenarios de Transición “Paris”, “Slow transition” y “Best place” se ha incluido el efecto de un aumento de temperatura, cuantificado a través de los “Heating Degree Days” (HDD) y los “Cooling Degree Days” (CDD), tiene sobre la demanda de energía total, no sólo eléctrica, a los efectos de necesidades de climatización y calefacción en los sectores residencial y comercial. La definición de un Escenario base estratégico alineado con el cumplimiento del Acuerdo de París y con los compromisos de reducción de emisiones asumidos a nivel europeo, ha permitido asociar los “Heating Degree Days” (HDD) y los “Cooling Degree Days” (CDD) coherentes con el Escenario “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6) a los escenarios “Paris” y “Best place”, y los coherentes con el Escenario “Representative Concentration Pathway” 4.5 (RCP 4.5) al Escenario “Slow Transition”. Para estresar adicionalmente el análisis, este último Escenario ha sido asociado también a un Escenario “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5). Considerando las políticas actuales y el importante foco de la Unión Europea (UE) para alcanzar la neutralidad en carbono en 2050, los tres escenarios (“Paris”, “Slow Transition” y “Best Place”) convergen con ese resultado; aunque el Escenario “Slow Transition” se asocia a un Escenario “Representative Concentration Pathway” (RCP) diferente y más alto, que corresponde a una tendencia más lenta en la disminución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Por lo que respecta al efecto de la transición considerada 43 de forma independiente, la mayor velocidad en alcanzar la neutralidad en carbono del Escenario “Paris” lo convierte en un Escenario más electrificado respecto al Escenario “Slow Transition”, que estima, para el periodo 2030-2050, valores medios inferiores de demanda eléctrica de alrededor del 1,5% en España. Adicionalmente, el importante rol que juega el hidrógeno verde en la caracterización del Escenario acelerado hace aumentar la demanda eléctrica un 15% respecto al Escenario “Paris” en España. La velocidad de la Transición Energética tiene un impacto sobre el nivel de la demanda eléctrica mucho mayor que el aumento de la temperatura como consecuencia del Cambio Climático. Las políticas de descarbonización junto con la innovación tecnológica y la responsabilidad social tendrán un rol activo en la evolución de la demanda eléctrica y del mix energético en general. En cualquier caso, del análisis realizado resulta evidente que el incremento de la temperatura como consecuencia del Cambio Climático implica un incremento de la demanda eléctrica, aunque con un impacto reducido. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) presentado por España es muy ambicioso y alineado con un Escenario climático “Representative Concentration Pathway” 2.6 (RCP 2.6), lo que provoca que el Escenario de transición lenta sea muy parecido al Escenario “Paris”, esperándose menos variabilidad en términos de evolución del Sistema Energético y, en consecuencia, de demanda eléctrica en el periodo 2030-2050. Con el objetivo de conocer cuál es el impacto de la temperatura en los Escenarios de Transición, y a la vez ampliar el abanico de las hipótesis relacionadas con el Cambio Climático, se ha realizado un análisis de sensibilidad asociando el Escenario “Slow Transition” al Escenario “Representative Concentration Pathway” 8.5 (RCP 8.5) en lugar del “Representative Concentration Pathway” 4.5 (RCP 4.5). Asumir un incremento adicional de la temperatura, en igualdad de condiciones de Transición Energética, lleva a una variación inferior de la demanda, en torno a (0,6%) en España. 6. Principales Riesgos e Incertidumbres Asociados a la Actividad de ENDESA. 6.1. Política General de Control y Gestión de Riesgos. La Política General de Control y Gestión de Riesgos establece los principios básicos y el marco general de control y gestión de los riesgos de toda naturaleza que pudieran afectar a la consecución de los objetivos, asegurando que son identificados, analizados, evaluados, gestionados y controlados de forma sistemática y dentro de los niveles de riesgo fijados. La Política General de Control y Gestión de Riesgos identifica los distintos tipos de riesgo, financieros y no financieros (entre otros, los operativos, tecnológicos, legales, sociales, medioambientales, los políticos y reputacionales, incluidos los relacionados con la corrupción) a los que se enfrenta la Sociedad, incluyendo entre los financieros o económicos, los pasivos contingentes y otros riesgos fuera del Estado de Situación Financiera Consolidado. La Política General de Control y Gestión de Riesgos busca guiar y dirigir el conjunto de acciones estratégicas, organizativas y operativas que permitan al Consejo de Administración de ENDESA, S.A. delimitar con precisión el nivel de riesgo aceptable, con el objeto de que los gestores de las distintas Líneas de Negocio, funciones staff y de servicio puedan maximizar la rentabilidad de la Sociedad, la preservación o incremento de su Patrimonio Neto y la certidumbre en su consecución por encima de determinados niveles, evitando que España 44 eventos inciertos y futuros puedan influir negativamente en la consecución de los objetivos de rentabilidad fijados, sus operaciones, Sostenibilidad, resiliencia o a su reputación de forma sostenida en el tiempo, aportando un nivel adecuado de garantías a los accionistas y salvaguardando sus intereses, los de los clientes y otros grupos de interés. La Política General de Control y Gestión de Riesgos se desarrolla y completa con otras políticas de riesgos específicas de las Líneas de Negocio, funciones staff y de servicio, así como con los límites que se establecen para una óptima gestión de riesgos en cada una de ellas. La Política General de Control y Gestión de Riesgos se materializa a través de un Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR), que comprende una organización, unos principios, un sistema normativo y un proceso de control y gestión de riesgos. El Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR) obedece a un modelo basado, por una parte, en el estudio permanente del perfil de riesgo, aplicando las mejores prácticas actuales en el Sector Energético o de referencia en la gestión de riesgos, en criterios de homogeneidad de las mediciones dentro de la misma tipología de riesgo, en la separación entre gestores y controllers de riesgo, y, por otra parte, en asegurar la conexión entre el riesgo asumido y los recursos necesarios para operar los negocios respetando siempre un adecuado equilibrio entre el riesgo asumido y los objetivos fijados por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. El modelo de control y gestión de riesgos implantado en la Sociedad se encuentra alineado con los estándares internacionales siguiendo una metodología basada en el modelo de las tres líneas. La organización del Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR) se implementa a través de funciones independientes de control y gestión de riesgos que aseguran una adecuada segregación de funciones. Los principales órganos de gobierno en el proceso de control de riesgos son: Principales Órganos de Gobierno Descripción Comité de Supervisión del Modelo de Prevención de Riesgos Penales y Antisoborno • Es el órgano colegiado con poderes autónomos de iniciativa y de control en lo que respecta a los riesgos de carácter penal, que es supervisado directamente por el Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC). Supervisa el cumplimiento y actualización del Modelo para prevenir riesgos penales de los que pueda derivarse una responsabilidad penal para ENDESA. Comité de Transparencia • Está presidido por el Consejero Delegado y formado por los principales ejecutivos de ENDESA, entre los que se encuentran todos los componentes del Comité Ejecutivo de Dirección junto con otros miembros de la Dirección de ENDESA directamente relacionados con la elaboración, verificación y divulgación de la información financiera y no financiera. Su objetivo principal es velar por el cumplimiento y correcta aplicación de los principios generales de la información financiera y no financiera (confidencialidad, transparencia, consistencia y responsabilidad), evaluar los hechos, transacciones, informes u otros aspectos relevantes que son comunicados al exterior, así como determinar la forma y plazos para presentar la información pública. Asimismo, el Comité de Transparencia es el órgano de la Dirección de ENDESA que evalúa las conclusiones sobre el cumplimiento y efectividad de los controles del Sistema de Control Interno de la Información Financiera y No Financiera y los controles y procedimientos internos de divulgación de información al exterior, formulando acciones correctoras y/o preventivas al respecto. Las conclusiones del Comité de Transparencia son trasladadas posteriormente al Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC). Comité de Riesgos • Supervisa la gestión y el seguimiento de todos los riesgos, incluyendo específicamente los fiscales, y excluyendo aquellos de naturaleza penal y los relativos al Sistema de Control Interno de la Información Financiera y No Financiera, trasladando los resultados de sus deliberaciones y conclusiones al Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC). La Política General de Control y Gestión de Riesgos define al Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR) como un sistema entrelazado de normas, procesos, controles y sistemas de información, en el que el riesgo global se define como el riesgo resultante de la visión completa de todos los riesgos a los que está expuesta, considerando los efectos de mitigación entre las diferentes exposiciones y categorías del mismo, que permite la consolidación de las exposiciones al riesgo de las diferentes Unidades de la Sociedad y su valoración, así como la elaboración de la correspondiente información de gestión para la toma de decisiones en términos de riesgo y de empleo adecuado de capital. 45 El proceso de control y gestión de riesgos consiste en la identificación, evaluación, seguimiento y gestión en el tiempo de los distintos riesgos, y contempla los principales riesgos a los que la Sociedad está expuesta, tanto endógenos (por factores internos) como exógenos (por factores externos): Proceso de Control y Gestión de Riesgos Descripción Identificación • Tiene por objeto generar el inventario de riesgos basado en los sucesos que podrían impedir, degradar o retrasar el logro de los objetivos. La identificación debe incluir los riesgos tanto si su origen está bajo el control de la organización como si se deben a causas externas no gestionables. Evaluación • El objetivo es obtener los parámetros que permitan la medición del impacto económico y reputacional de todos los riesgos para su posterior priorización. La evaluación, incluye distintas metodologías ajustadas a las características del riesgo como, por ejemplo, la valoración de escenarios y la estimación de la pérdida potencial a partir de la evaluación de las distribuciones de impacto y probabilidad. Seguimiento • El objetivo es la monitorización de los riesgos y el establecimiento de los mecanismos de gestión que permitan mantener los riesgos dentro de los límites establecidos, así como tomar las acciones de gestión oportunas. Gestión • El objetivo es la ejecución de las acciones encaminadas a la adecuación de los niveles de riesgo a los niveles óptimos y respetando, en todo caso, los límites fijados. La Política General de Control y Gestión de Riesgos, fijada y aprobada por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A., constituye el elemento central del sistema a partir del cual se derivan otros documentos y políticas específicas, por ejemplo, la “Política de Gestión y Control de Riesgos Fiscales” o la “Política de Cumplimiento Penal y Antisoborno”, que son aprobadas por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y en las que se definen catálogos de riesgos y controles. Adicionalmente, ante el aumento del interés por el control y la gestión de los riesgos a los que las sociedades están expuestas y dada la complejidad que está adquiriendo su identificación desde una perspectiva integral, es importante la participación de los empleados a todos los niveles en este proceso. En este sentido, existe un buzón de riesgos en el que los empleados pueden contribuir a identificar riesgos de mercado y proponer medidas de mitigación, complementando así los sistemas "top-down" de control y gestión de riesgos existentes y los buzones y procedimientos específicos para enviar comunicaciones relacionadas con incumplimientos éticos, riesgos penales, riesgos fiscales y riesgos laborales. La información relativa a la gestión de riesgos e instrumentos financieros derivados se incluye en las Notas 44 y 46 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. El Informe Anual de Gobierno Corporativo, que describe los sistemas de control y gestión de riesgos de ENDESA, forma parte integrante de este Informe de Gestión Consolidado (véase Apartado 23 de este Informe de Gestión Consolidado). Para más información sobre gestión de riesgos véase la Política General de Control y Gestión de Riesgos publicada en la página web de la Compañía (https://www.endesa.com/es/accionistas-e-inversores/gobierno- corporativo/politicas-corporativas.html). 6.2. El Modelo de Prevención de Riesgos Penales y Antisoborno de ENDESA. ENDESA es consciente de que el cumplimiento sostenible de sus responsabilidades corporativas debe ir acompañada de la búsqueda constante de la excelencia en los ámbitos de la ética empresarial en todos los procesos de sus tomas de decisiones, algo que debe entenderse en un entorno corporativo donde el estricto respeto de las normas, prácticas y principios nacionales e internacionales más avanzados en la materia sea uno de los pilares básicos de su funcionamiento. Por lo que se refiere a la prevención de las conductas delictivas, la Ley Orgánica 5/2010, de 22 de junio, por la que se modificó la Ley Orgánica 10/1995, de 23 de noviembre, del Código Penal no sólo incorporó los delitos aplicables a las personas jurídicas, sino que hizo referencia a la necesidad de establecimiento de medidas de vigilancia y control para su prevención y detección. Dicho régimen legal fue reformado por la Ley Orgánica 1/2015, de 30 de marzo, detallando los requisitos para disponer de sistemas de control y gestión que permitan a las personas jurídicas acreditar su diligencia en el ámbito de la prevención y detección penal. La Ley Orgánica 1/2019, de 20 de febrero, modificó nuevamente la Ley Orgánica 10/1995, de 23 de noviembre, del Código Penal, para transponer Directivas de la Unión Europea (UE) en los ámbitos financiero y de terrorismo, y abordar cuestiones de índole internacional. 46 En línea con dichos requerimientos legales, ENDESA se ha ido dotando de instrumentos normativos internos que han satisfecho la necesidad de contar con sistemas de control y gestión adecuados aplicados en el ámbito de la detección y prevención penal, particularmente en conductas restrictivas del delito de soborno. Dicho sistema comprende las siguientes normas aplicables a ENDESA: Normas Descripción Modelo de Prevención de Riesgos Penales y Antisoborno • Documento que dota a ENDESA de un sistema de control que previene la comisión de delitos en su seno dando cumplimiento a lo dispuesto en la normativa aplicable en materia de responsabilidad penal de la persona jurídica. Protocolo en caso de Actuación de Autoridad en virtud del artículo 31 Bis Código Penal • Procedimiento para una adecuada respuesta en caso de riesgo de responsabilidad penal de cualquier Sociedad de ENDESA. Código Ético • Documento que expone los compromisos y las responsabilidades éticas, en la gestión de los negocios y de las actividades empresariales, asumidos por los colaboradores de ENDESA, sean estos Administradores o empleados, de cualquier tipo, en dichas empresas. Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción • Documento que representa el firme compromiso de ENDESA con la lucha contra la corrupción, y es fruto de su adhesión al Pacto Mundial de las Naciones Unidas. Protocolos de Integridad Corporativa • Protocolo de actuación en materia de conflictos de interés, dedicación exclusiva y concurrencia comercial. • Protocolo de aceptación y ofrecimiento de regalos, obsequios y favores. • Protocolo de actuación en el trato con funcionarios públicos y autoridades. A dichos instrumentos normativos internos se añadió la Política de Cumplimiento Normativo Penal y Antisoborno, que, junto con las anteriormente citadas, constituyen el “Sistema de Gestión del Cumplimiento Normativo Penal y Antisoborno de ENDESA”, que es un cuerpo integrado de disposiciones, no sólo respetuoso con las exigencias legales españolas en esta materia, sino suficiente para satisfacer las expectativas que razonablemente se depositan en organizaciones que operan con los más altos niveles de compromiso en los mercados avanzados como hace ENDESA. A 31 de diciembre de 2021 el número de personas que ha recibido formación en las políticas y procedimientos anticorrupción ha sido de 3.678 empleados, un 40% (2.035 empleados, 21% a 31 de diciembre de 2020). El Sistema de Gestión del Cumplimiento Normativo Penal y Antisoborno de ENDESA cuenta desde octubre de 2017 con la acreditación otorgada por la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR) de acuerdo con las Normas “UNE 19601” (Gestión de “Compliance”) y “UNE-ISO 37001” (Gestión Antisoborno) y que han sido renovadas con éxito desde dicha fecha, encontrándose vigentes a la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado. La verificación de la correcta aplicación del Sistema de Gestión del Cumplimiento Normativo Penal y Antisoborno corresponde al Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC), que, para ello, se apoya en el Comité de Supervisión, que es un órgano colegiado dotado de poderes autónomos de iniciativa y control e independencia en el ejercicio de sus funciones y cuyas competencias y principios de actuación se establecen en su Reglamento. El Comité de Supervisión depende única y exclusivamente del Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC), a quién, entre otras, corresponden específicas funciones de prevención de riesgos penales según su Reglamento de funcionamiento. Durante el ejercicio 2021 se han cumplido íntegramente por la Sociedad todos los procesos establecidos para la correcta aplicación del Código Ético. A continuación, se detalla el número de denuncias de diferentes tipologías recibidas por infracciones del Código Ético, el número de infracciones comprobadas del Código Ético indicando cuales de ellas están relacionadas con la corrupción y/o fraude: Número % Var. 2021 2020 Denuncias Totales Recibidas por Posibles Infracciones del Código Ético 7 4 75,0 Infracciones Comprobadas del Código Ético 1 - - De las cuales Relacionadas con la Corrupción y/o Fraude 1 - - 47 6.3. El Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF). La calidad y fiabilidad de la información financiera que las empresas cotizadas difunden al mercado es un elemento fundamental para la credibilidad de la Sociedad, que afecta de forma significativa al valor que el mercado le asigna, por lo que la difusión de información financiera incorrecta o de baja calidad podría provocar una disminución significativa del valor de la Sociedad, con el consiguiente perjuicio para sus accionistas. El Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF) es una parte del control interno de la Compañía y se configura como el conjunto de procesos completos de la entidad para proporcionar seguridad razonable respecto a la fiabilidad de la información financiera tanto interna como externa. La Unidad de Control Interno de ENDESA es el área que tiene la responsabilidad de la identificación de los procesos más relevantes, actividades, riesgos y controles del Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF) que se estiman materiales para asegurar razonablemente que la información divulgada al exterior por ENDESA es fiable y adecuada. La documentación de los procesos que forman parte del Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF) de ENDESA recoge descripciones detalladas de las actividades relacionadas con la elaboración de la información financiera desde su inicio hasta su registro en contabilidad y su posterior publicación al exterior, pasando por su autorización y proceso y se ha elaborado con los siguientes objetivos básicos: − Identificar los procesos críticos vinculados de forma directa e indirecta a la generación de la información financiera. − Identificar los riesgos inherentes a los procesos que pudieran generar errores materiales en la información financiera (típicamente relacionados con los atributos de integridad, validez, registro, corte, valoración y presentación). − Identificar y caracterizar los controles establecidos para mitigar dichos riesgos. Semestralmente, en ENDESA se realiza un proceso de evaluación del Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF) en el que cada uno de los responsables de los controles del Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF), evalúa tanto su diseño como su efectividad. Dentro del modelo, se realiza adicionalmente un proceso de verificación continuo del Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF), ejecutado por un experto independiente. Los resultados de ambos procesos son informados a: a) El Consejo de Administración, que, de conformidad con la Ley de Sociedades de Capital (LSC), tiene como facultad indelegable la supervisión de los sistemas internos de información y control; y b) El Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC), que, de conformidad con la Ley de Sociedades de Capital (LSC), tiene entre sus funciones supervisar la eficacia del control interno de la Sociedad. El Código de Buen Gobierno de las sociedades cotizadas, aprobado por la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) en junio de 2020, establece como competencia de la comisión de auditoría la supervisión y evaluación del proceso de elaboración e integridad de la Información no Financiera. La Información no Financiera debe formularse con los mismos requisitos de veracidad e integridad que la información financiera, por lo que debe garantizarse un adecuado sistema de control interno sobre la misma. En el ejercicio 2020 ENDESA optó por aplicar a la Información no Financiera, con controles específicos adicionales, su Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF) para garantizar la integridad y veracidad también de la Información no Financiera. Además, desde el año 2021 ENDESA ha iniciado la extensión de la metodología del Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCIIF), con un alcance “end to end”, sobre la Información no Financiera y de Sostenibilidad de carácter legal, para garantizar la existencia de una supervisión de los procesos y sistemas, una identificación de riesgos y un diseño e implementación de los controles adecuados. 48 6.4. Control y gestión de riesgos. ENDESA tiene establecido un proceso de control y gestión de riesgos que le permite obtener una visión completa de todos los riesgos a los que está expuesta, considerando los efectos de mitigación entre las diferentes exposiciones y categorías de los mismos, así como la elaboración de la correspondiente información de gestión para la toma de decisiones en términos de riesgo y de empleo adecuado de capital. El Comité de Riesgos supervisa la gestión y el seguimiento de todos los riesgos, incluyendo específicamente los fiscales, y excluyendo aquellos de naturaleza penal y los relativos al Sistema de Control Interno de la Información Financiera y No Financiera. La misión del Comité de Riesgos es: − Participar activamente en la elaboración de la estrategia de riesgos y en las decisiones importantes sobre su gestión; − Asegurar el buen funcionamiento de los sistemas de control y gestión de riesgos, identificando, gestionando y cuantificando adecuadamente los riesgos relevantes que afecten a la Sociedad; − Velar porque el Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR) mitigue los riesgos adecuadamente; − Asegurar la participación de la Alta Dirección en las decisiones estratégicas de control y gestión de riesgos; − Proporcionar periódicamente al Consejo de Administración una visión integrada de la exposición al riesgo actual y previsible; − Garantizar la coordinación entre las Unidades de gestión de riesgos y las Unidades encargadas de su control; y − Fomentar una cultura en la que el riesgo sea un factor a tener en cuenta en todas las decisiones y a todos los niveles de la Sociedad. El Área de Control de Riesgos es el área que tiene delegadas por el Comité de Riesgos la definición de los procedimientos y normas del Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR), para asegurar que de manera homogénea y periódica se identifican, caracterizan, cuantifican y gestionan adecuadamente todos los riesgos de su ámbito de responsabilidad que afectan a la entidad, incluidos los de fuera del Estado de Situación Financiera Consolidado, y de monitorizar la exposición al riesgo y las actividades de control implementadas. Siguiendo lo establecido en los procedimientos e instrucciones operativas internas, el área de Control de Riesgos se encarga de elaborar, para los riesgos en su ámbito de aplicación: − El Marco de Apetito al Riesgo, que determina los principales indicadores de riesgo, los niveles de riesgo que se consideran aceptables y los mecanismos de gestión y mitigación, y que es aprobado por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. − El Mapa de Riesgos, que permite disponer de una visión priorizada de los riesgos relevantes y es aprobado por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. − Los Informes de Seguimiento, que garantizan el cumplimento de los límites fijados y la eficacia de las medidas de mitigación para dar respuesta a los riesgos, y cuyas conclusiones son trasladadas periódicamente al Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC). Para realizar sus funciones, el área de Control de Riesgos se apoya en otras Áreas y Comités que cuentan con modelos y políticas de control y gestión de riesgos específicos y complementarios. Así, por ejemplo, en materia fiscal, el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. también ha aprobado una Política de Gestión y Control de Riesgos Fiscales que busca guiar y dirigir el conjunto de acciones estratégicas, organizativas y operativas que permitan a los gestores de la Unidad de Asuntos Fiscales y de las distintas Áreas de la organización cuya función afecta a la fiscalidad de la empresa, el conseguir los objetivos fijados por la Estrategia Fiscal de la Compañía respecto del control y la gestión de riesgos fiscales. 49 De conformidad con el Reglamento del Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC) de ENDESA, S.A. que señala que se realizará periódicamente una evaluación del desempeño de la función interna de control y gestión de riesgos por un externo independiente, el Comité solicitó a un experto independiente la emisión de un Informe que reflejase las conclusiones de la evaluación integrada del Sistema de Control y Gestión de Riesgos de ENDESA (en concreto, Sistema de Riesgos, Sistema de Prevención de Riesgos Penales y Antisoborno y Sistema de Riesgos Fiscales) y fue informado de las conclusiones alcanzadas en relación con la supervisión de la función de control de riesgos. A tal efecto, ENDESA se sitúa como una de las compañías cotizadas y del Sector Eléctrico más alineada con las mejores prácticas aplicables. 6.5. Principales riesgos e incertidumbres. La actividad de ENDESA se lleva a cabo en un entorno en el que existen factores exógenos que pueden influir en la evolución de sus operaciones y de sus resultados económicos. Los principales riesgos que pueden afectar a las operaciones de ENDESA incluyendo los derivados de la crisis sanitaria COVID-19, se resumen a continuación: Riesgo Apartado Descripción Métrica Relevancia (3) Riesgos Estratégicos a.1, a.2, a.3, a.4 y a.5 Riesgo derivado de las posibles pérdidas de valor o de resultados como consecuencia de las incertidumbres estratégicas, del entorno competitivo y de las condiciones macroeconómicas, sociales o políticas y alteraciones en el marco regulatorio (riesgo regulatorio), incluidos los ligados al Cambio Climático, que garanticen la Sostenibilidad de ENDESA y el atractivo de ENDESA para los grupos de interés. Escenarios (1) Alta Riesgos Financieros b.1 y b.2 El negocio de ENDESA tiene una gran dependencia del suministro constante de grandes cantidades de combustible para generar electricidad, del suministro de electricidad y de gas natural utilizado para el consumo propio y la comercialización, y del suministro de otras materias primas, cuyo precio está sujeto a fuerzas de mercado que pueden afectar al precio y a la cantidad de energía que ENDESA vende. Estocástica (2) Alta b.3 La actividad de ENDESA puede resultar afectada por las condiciones de recurso natural, climáticas y meteorológicas. Estocástica (2) Media b.4 y b.5 Riesgos de tipo de interés y capacidad de autofinanciación (liquidez). Estocástica (2) Baja b.6 Exposición al riesgo de crédito. Estocástica (2) Alta Riesgos Asociados a Tecnologías Digitales c.1, c.2 Riesgos asociados a la gestión las actividades de ENDESA a través de tecnologías de la información, claves para su negocio y a la ciberseguridad. - (4) Riesgos Operacionales d.1 Riesgos asociados a la construcción de nuevas instalaciones de generación y distribución de electricidad. Escenarios (1) Baja d.2 y d.3 La actividad de ENDESA puede verse afectada por fallos, averías, problemas en la realización de los trabajos previstos, u otros problemas sobrevenidos que provoquen la indisponibilidad no programada y por otros riesgos operacionales. Escenarios (1) Media d.4 y d.5 Riesgo relacionado con la Salud y Seguridad Laboral (SSL) de las personas que trabajan para ENDESA, la gestión del talento, así como la dificultad por mantener un adecuado clima laboral. - (4) d.6 El negocio de ENDESA podría verse negativamente afectado ante una eventual incapacidad para conservar sus relaciones con proveedores o porque la oferta de proveedores disponible fuese insuficiente en términos de cantidad y/o de calidad, así como a los fallos de proveedores para mantener las condiciones del servicio prestado, limitando las posibilidades de operatividad y continuidad del negocio. Estocástica (2) Baja Riegos de Cumplimiento e.1, e.2, e.3, e.4, e.5, e.6 y e.7 Riesgo derivado de la infracción de normas de obligado cumplimiento, riesgo legal o de la incertidumbre por el ejercicio de acciones legales de terceros, particularmente de las Administraciones Públicas en el cumplimiento e interpretación de obligaciones, contratos o normas. Este riesgo está asociado tanto al cumplimiento de la normativa vigente, así como cambios en la interpretación de la misma (civil, mercantil, penal, fiscal, etc.). - (4) Riesgo de Gobierno Corporativo y Cultura f.1 Riesgo derivado de que la percepción, valoración u opinión acerca de la empresa por parte de los principales públicos con los que se relaciona se vean gravemente deterioradas por actuaciones realizadas por la Sociedad, por hechos que le sean errónea o injustamente imputados, o por sucesos de semejante naturaleza que afecten al conjunto del Sector y que resulten proyectados de manera más acusada o perjudicial sobre la Sociedad. - (4) (1) Escenario: calculado como la pérdida resultante de diferentes situaciones hipotéticas. (2) Estocástica: calculado como la pérdida que se podría sufrir con un cierto nivel de probabilidad o de confianza. (3) La relevancia de los riesgos se mide en función de la pérdida esperada potencial: Alta (superior a 75 millones de euros), Media (entre 10 millones de euros y 75 millones de euros) y Baja (inferior a 10 millones de euros). (4) Corresponden a riesgos cuyo impacto podría ser de difícil cuantificación económica (en general, impacto elevado y probabilidad, tras los mecanismos de mitigación implantados, muy baja o muy difícil de determinar). 50 a) Riesgos estratégicos. a.1. Las actividades de ENDESA están sujetas a un amplio conjunto de normas y los cambios que se introduzcan en ellas podrían afectar negativamente a su actividad, resultados, situación financiera y flujos de caja de ENDESA. Las filiales de ENDESA están sujetas a una amplia normativa sobre tarifas y sobre otros factores de sus actividades en España y Portugal, normativa que, en muchos aspectos, determina la forma en que ENDESA lleva a cabo su actividad y los ingresos que recibe por sus productos y servicios. ENDESA está sujeta a un conjunto de normas que aplican tanto de organismos públicos como privados, entre los que se incluye la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). La introducción de nuevas normas, o las modificaciones de las ya vigentes, podría afectar negativamente al negocio, resultados, situación financiera y flujos de caja de ENDESA. La información relativa a la regulación sectorial se incluye en el Apartado 16 de este Informe de Gestión Consolidado y en la Nota 6 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Adicionalmente, la Unión Europea (UE) establece un marco de actuación para los distintos Estados Miembros, que contempla, entre otros, objetivos en materia de emisiones, eficiencia o energías renovables. La introducción de nuevos requerimientos, o las modificaciones de los ya vigentes, podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA si no pudiese adaptarse y gestionar correctamente el entorno que de ello se deriva. La información relativa a la evolución previsible del nuevo modelo económico e industrial y el Plan Estratégico de ENDESA se incluye en el Apartado 4 de este Informe de Gestión Consolidado. a.2. ENDESA está afectada por las modificaciones en el clima derivadas de la acción humana y que tiene impacto tanto en aspectos físicos como los ligados a la transición. ENDESA mantiene una decidida apuesta en la lucha contra el Cambio Climático y, por ello, las decisiones se toman al más alto nivel de Dirección. La estrategia de la Compañía tiene en el Cambio Climático uno de sus pilares principales, y es el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. quien tiene la responsabilidad de su desarrollo e implementación (véase Nota 5.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Como prueba de este compromiso, ENDESA ha asumido el objetivo de alcanzar la descarbonización total en el año 2040 y una reducción de las emisiones específicas de dióxido de carbono (CO 2 ) del 80% en 2030 respecto a 2017. Estos objetivos, que implican la evolución del parque de generación hacia un modelo libre de emisiones, suponen el alineamiento de la empresa con los objetivos del Acuerdo de París y con los últimos hallazgos de la ciencia. La Política General de Control y Gestión de Riesgos identifica los distintos tipos de riesgo, financieros y no financieros (entre otros los operativos, tecnológicos, legales, sociales, medioambientales incluyendo los relacionados con el Cambio Climático, políticos y reputacionales, incluidos los relacionados con la corrupción) a los que se enfrenta ENDESA, incluyendo entre los financieros o económicos, los pasivos contingentes y otros riesgos fuera del Estado de Situación Financiera Consolidado. En el proceso de identificación de riesgos y oportunidades, se incluyen los relativos al Cambio Climático: riesgos de transición, relacionados con la regulación, nuevas tecnologías, cambios en el mercado y reputación, y los relativos a los potenciales impactos físicos relacionados con el Cambio Climático. Todos los niveles organizativos están involucrados en el proceso de identificación y evaluación de riesgos, de forma coordinada y dirigida por el Sistema de Control de Riesgos de la Compañía. Cada Línea de Negocio e instalación identifica y evalúa los riesgos y oportunidades que surgen de sus actividades, derivadas también de su ubicación geográfica. Específicamente para el Cambio Climático, los riesgos se evalúan en base a unos niveles de tolerancia de riesgo establecidos, considerando: exposición (impactos climáticos que pueden afectar a las instalaciones), sensibilidad (efectos potenciales y sus consecuencias para los negocios o 51 instalaciones), y vulnerabilidad (capacidad de adaptación para superar los impactos del Cambio Climático considerando los requisitos financieros, tecnológicos y de conocimiento). El Cambio Climático y la Transición Energética tendrá efecto sobre las actividades de ENDESA. Tal y como recomienda el “Task Force on Climate-related Financial Disclosures” (TCFD), para identificar las diferentes tipologías de riesgos y oportunidades y sus impactos sobre los diferentes negocios de la Compañía, ENDESA ha definido un marco de referencia. Los riesgos se clasifican en físicos y de transición. Los riesgos físicos se clasifican a su vez en agudos (eventos extremos) y crónicos. Los primeros se presentan como consecuencia de condiciones climatológicas de extrema intensidad, y los segundos están relacionados con cambios graduales y estructurales de las condiciones climáticas. Los eventos extremos exponen a ENDESA a potenciales indisponibilidades, de duración variable, en instalaciones e infraestructuras, costes de reparación, afección a los clientes, etc. El cambio crónico de las condiciones climáticas expone a ENDESA a otros riesgos y oportunidades como, por ejemplo, cambios en el régimen de producción de las diferentes tecnologías, así como cambios en la demanda eléctrica. En referencia al proceso de Transición Energética hacia un modelo más sostenible, caracterizado por una progresiva reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ), se identifican riesgos y oportunidades ligados tanto al contexto regulatorio y normativo, como a la evolución del desarrollo tecnológico, electrificación y consecuentes desarrollos de mercado. En consonancia con lo previsto en los Escenarios Climáticos y de transición adoptados para la definición de los riesgos y las oportunidades, se empiezan a detectar cambios de comportamiento en los clientes, estrategias industriales en los diferentes sectores económicos, y cambios regulatorios. ENDESA quiere jugar un rol activo en la transición, y por ello define en su Plan Estratégico 2022-2024 actuaciones facilitadoras, con el objetivo de aprovechar al máximo las oportunidades que se presenten, identificadas gracias a los análisis realizados en base a escenarios. Todo ello hace que el 89% de las inversiones previstas en el Plan Estratégico 2022-2024 están destinadas a acciones climáticas. Escenario Categoría de Riesgo y Oportunidad Horizonte Temporal Descripción Descripción del Impacto Modo de Gestión Físico Agudo Eventos Extremos A partir del Corto Plazo (1-3 años) Riesgo: eventos climáticos extremos por su intensidad. Los eventos extremos pueden causar impacto en términos de daño a las instalaciones y reducción de la disponibilidad. ENDESA adopta las mejores prácticas para la gestión de las incidencias. Por lo que respecta a la gestión del riesgo desde el punto de vista de los seguros, la Compañía gestiona un programa de “Loss Prevention” para los riesgos de propiedad, dirigido también a la evaluación de los principales factores de exposición asociados a los eventos naturales. En el futuro se considerarán también en la evaluación los cambios en la evolución climática que se espera se manifiesten en el largo plazo. Físico Crónico Mercado A Partir del Largo Plazo (2030-2050) Riesgo / Oportunidad: aumento o disminución de la producción y de la demanda eléctrica. La demanda eléctrica está también influenciada por la temperatura, cuyas variaciones pueden tener impacto en los resultados. La producción renovable también puede verse afectada por cambios estructurales en la disponibilidad de recursos renovables. La diversidad geográfica y tecnológica permite mitigar el impacto de variaciones (positivas o negativas) de una única variable. Para gestionar de forma adecuada el impacto de los fenómenos meteorológicos se ponen en marcha actividades de previsión meteorológica, supervisión y control en tiempo real de las instalaciones, Escenarios Climáticos de largo plazo. Transición Políticas y Regulación A Partir del Medio Plazo (2025-2030) Riesgo / Oportunidad: políticas sobre precio y emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ); incentivos a la Transición Energética; regulación en materia de resiliencia. Los efectos de las políticas en materia de Transición Energética y resiliencia pueden tener impacto sobre las inversiones. ENDESA minimiza la exposición a los riesgos a través de la progresiva descarbonización de su parque de producción. Las acciones estratégicas de ENDESA permiten mitigar los potenciales riesgos y aprovechar las oportunidades asociadas a la Transición Energética. Adicionalmente, ENDESA participa en los procesos públicos de definición de políticas y regulación. Transición Mercado A Partir del Medio Plazo (2025-2030) Riesgo / Oportunidad: cambios en el precio de materias primas y energía; evolución del “mix” energético; cambio en los consumos del sector residencial. Considerando dos Escenarios de Transición alternativos, ENDESA evalúa los efectos de la evolución en cuanto a la penetración de renovables en el “mix” energético y la electrificación para evaluar los impactos potenciales. ENDESA maximiza las oportunidades gracias a una estrategia orientada a la Transición Energética, a un fuerte desarrollo de la producción renovable, y a una apuesta clara por la electrificación de la demanda. 52 Escenario Categoría de Riesgo y Oportunidad Horizonte Temporal Descripción Descripción del Impacto Modo de Gestión Transición Productos y Servicios A Partir del Medio Plazo (2025-2030) Oportunidad: mayores márgenes y mayor capacidad de inversión como consecuencia de la transición, considerando la penetración de nuevas tecnologías eléctricas para los consumos domésticos, y del transporte eléctrico. La evolución de la electrificación del transporte y del residencial tendrán potenciales impactos sobre el negocio. ENDESA maximiza las oportunidades gracias a un fuerte posicionamiento estratégico sobre nuevas oportunidades de negocio y servicios. Tecnología A Partir del Medio Plazo (2025-2030) Considerando diferentes Escenarios de Transición alternativos, ENDESA evalúa en base a la evolución de la electrificación del transporte, las potenciales oportunidades para aumentar sus inversiones. ENDESA maximiza las oportunidades gracias a un fuerte posicionamiento estratégico sobre la infraestructura eléctrica. ENDESA establece su Plan Estratégico con vocación de minimizar los riesgos y maximizar las oportunidades, considerando para su concepción los fenómenos de medio y largo plazo identificados. El marco de referencia para riesgos y oportunidades que se incluye en la tabla anterior pone de manifiesto las relaciones entre los Escenarios Físicos, los de transición y los factores que influyen en los negocios de ENDESA. Tales efectos, relacionados con los fenómenos de Escenario descritos, se materializan en diferentes horizontes temporales, lo que lleva a evaluar su impacto sobre tres horizontes temporales: − Corto Plazo (1-3 años), en el cual se pueden hacer análisis de sensibilidad a partir del Plan Estratégico 2022-2024 presentado a los mercados con fecha 25 de noviembre de 2021. − Medio Plazo (hasta 2030), en el que es posible apreciar el efecto de la Transición Energética. − Largo Plazo (2030-2050), en el que se deberían empezar a manifestar los cambios crónicos estructurales a nivel climático. A nivel de Grupo se ha publicado en 2021 una política sobre “Riesgos y Oportunidades del Cambio Climático” con el objetivo de establecer unas líneas guía comunes para la integración de los Escenarios Climáticos y de transición en los procesos y las actividades, informando así las elecciones industriales y estratégicas para mejorar la resiliencia. Los pasos principales para la integración de los escenarios son: definición y análisis de los escenarios, evaluación de los impactos, y acciones operativas y estratégicas. Riesgos y oportunidades físicos crónicos y agudos. En referencia a los riesgos y oportunidades asociadas a las variables físicas, y tomando como referencia los escenarios definidos por el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC), se intenta evaluar la evolución de las siguientes variables y los fenómenos operativos e industriales como potenciales riesgos y oportunidades. • Cambios físicos crónicos y potenciales riesgos y oportunidades asociadas. De los escenarios preparados junto al Departamento de Ciencias de la Tierra del “International Centre for Theoretical Physics” (ICTP) se desprende que no hay evidencia de cambios importantes antes de 2030 y que se podrían empezar a apreciar variaciones en el periodo de 2030 a 2050. Los impactos principales como consecuencia de los cambios físicos crónicos se apreciarían en las siguientes variables: − Demanda Eléctrica: variación del nivel medio de la temperatura con potencial efecto (aumento / disminución) sobre la demanda eléctrica. − Producción Termoeléctrica: variación del nivel medio de la temperatura de las masas de agua con efecto sobre la producción termoeléctrica. − Producción Hidroeléctrica: variación del nivel medio del régimen de lluvia y nieve y de las temperaturas con potencial incremento y/o reducción de la producción hidroeléctrica. − Producción Fotovoltaica: variación del nivel medio de radiación solar, temperatura y régimen de lluvias con potencial incremento y/o reducción de la producción fotovoltaica. 53 − Producción Eólica: variación del nivel medio del régimen de viento con potencial incremento y/o reducción de la producción eólica. Se ha realizado una identificación de cuáles son los impactos relacionados con los cambios físicos crónicos más relevantes para cada tecnología de generación, y se ha iniciado un análisis para conocer el impacto en su producibilidad, teniendo en cuenta las instalaciones de forma individual. De forma adicional a las tecnologías recogidas en el cuadro, a nivel de Grupo se ha evaluado también la generación geotérmica. • Cambios físicos agudos y potenciales riesgos y oportunidades asociadas. La intensidad y la frecuencia de los fenómenos físicos agudos, eventos extremos, pueden provocar daños importantes e inesperados en las instalaciones, y potenciales consecuencias derivadas de la interrupción del servicio. Los fenómenos físicos agudos (vendavales, inundaciones, olas de calor, olas de frío, etc.) se caracterizan por una elevada intensidad y una frecuencia de ocurrencia moderada en el corto plazo, pero con tendencia al alza en los Escenarios Climáticos de largo plazo. Debido a lo anteriormente indicado, actualmente ya se gestiona el riesgo asociado a la ocurrencia de eventos extremos en el corto plazo, a la vez que se extiende la metodología a horizontes temporales más amplios (hasta 2050) de acuerdo a los Escenarios Climáticos seleccionados (“Representative Concentration Pathway” 8.5, 4.5 y 2.6). • Metodología de evaluación del riesgo frente a eventos extremos. Para la cuantificación del riesgo frente a eventos extremos, ENDESA utiliza una metodología consolidada de análisis de riesgo catastrófico, utilizada en el ámbito de los seguros y también en los informes del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC 9 ). La metodología pueda aplicarse al conjunto de eventos extremos analizables, como vendavales, olas de calor, inundaciones, etc. En todas las tipologías de catástrofe natural se tiene en cuenta: − La probabilidad del evento (“Hazard”), es decir, la frecuencia teórica en un determinado periodo de tiempo: el periodo de retorno. Se elaboran unos mapas de riesgo que asocian, para las diferentes 9 L. Wilson, “Industrial Safety and Risk Management”. University of Alberta Press. T. Bernold. “Industrial Risk Management”. Elsevier Science Ltd. Kumamoto, H. and Henley, E. J., 1996, Probabilistic Risk Assessment And Management For Engineers And Scientists, IEEE Press, ISBN 0-7803100-47 Nasim Uddin, Alfredo H.S. Ang. (eds.), 2012, Quantitative risk assessment (QRA) for natural hazards, American Society of Civil Engineers CDRM Monograph no. 5. UNISDR, 2011. Global Assessment Report on Disaster Risk Reduction: Revealing Risk, Redefining Development. United Nations International Strategy for Disaster Reduction. Geneva, Switzerland. Managing the Risks of Extreme Events and Disasters to Advance Climate Change Adaptation - A Special Report of Working Groups I-II of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). Cambridge University Press, Cambridge, UK, and New York, NY, USA. 54 tipologías de evento extremo en cada punto geográfico del mapa, la correspondiente estimación de la frecuencia asociada al evento extremo. − La vulnerabilidad, que indica, en porcentaje, el valor perdido o afectado como consecuencia del evento extremo. Esto permite considerar tanto afectaciones a las instalaciones, como impacto sobre la continuidad del servicio, tanto de producción como de distribución. ENDESA realiza análisis de vulnerabilidad de sus instalaciones, lo que le permite definir una matriz que relaciona las tipologías de instalación con los eventos extremos con que pueden afectarlas de forma importante. − La exposición es el conjunto de valores económicos, presentes en el portfolio de ENDESA, que pueden resultar impactados de forma no despreciable ante eventos naturales catastróficos. También para este parámetro se realizan análisis específicos para las diferentes tecnologías de producción, para las infraestructuras de distribución y para los servicios prestados a cliente final. El conjunto de los tres factores (probabilidad del evento, vulnerabilidad y exposición) constituye el elemento fundamental para la evaluación del riesgo relevante como consecuencia de eventos extremos. Considerando los Escenarios Climáticos, ENDESA diferencia el análisis de riesgo considerando los diferentes horizontes temporales. En la tabla siguiente se resume el esquema considerado para la evaluación del impacto como consecuencia de los eventos extremos: Horizonte Temporal Probabilidad del Evento Vulnerabilidad Exposición Corto Plazo (1-3 años) Mapas de probabilidad basados en series históricas y modelos meteorológicos. La vulnerabilidad está relacionada con el tipo de evento, y con la tecnología, y es bastante independiente del horizonte temporal. Valores de ENDESA en el corto plazo. Largo Plazo (hasta 2050 y/o 2100) Mapas de probabilidad y estudios específicos para los diferentes Escenarios Climáticos “Representative Concentration Pathway” del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC). Evolución de los valores de ENDESA en el largo plazo. En la imagen se recoge la importancia que tienen los diferentes eventos extremos para las diferentes tipologías de instalación presentes en el portfolio de ENDESA (de forma adicional a las tecnologías recogidas en el cuadro, a nivel de Grupo se ha evaluado también la generación geotérmica): • Los seguros. ENEL anualmente define programas de cobertura de seguros para sus diferentes negocios, que cubren a todas las filiales del Grupo, incluida ENDESA. Los dos principales programas son: − El Programa Global de “Property” que cubre, dentro de las condiciones de las pólizas, los costes de reconstrucción de la instalación afectada, y la pérdida económica como consecuencia de la falta de funcionamiento de la instalación. − El Programa Global de “Liability” que cubre, dentro de las condiciones de la póliza, los daños a terceros por los que ENEL resulte civilmente responsable por el desarrollo de la actividad, incluidos lo que puedan ser consecuencia del impacto de los eventos extremos sobre las instalaciones de ENDESA. 55 Las condiciones de las pólizas se definen a partir de una adecuada evaluación de los riesgos, incluyendo los eventos extremos asociados al Cambio Climático. Como se ha visto por eventos pasados, el impacto sobre la actividad de ENDESA de los eventos extremos puede ser relevante. En cualquier caso, resultan también importantes y necesarias las actuaciones que ENDESA realiza en materia de mantenimiento preventivo de las instalaciones de generación y distribución. Dichas actuaciones permiten, por una parte, mitigar el impacto como consecuencia de los eventos extremos, y por otra optimizar los costes de los programas globales de seguros. Adaptación al Cambio Climático. En el corto plazo (1-3 años) ENDESA pone en marcha actuaciones con el objetivo de gestionar de forma eficaz los eventos extremos y los cambios físicos crónicos y así reducir el impacto en sus negocios. Entre las principales actividades necesarias para la adaptación al Cambio Climático, en el corto plazo resulta de gran importancia la evaluación y la gestión de los riesgos asociados a los eventos extremos. Se trabaja también para integrar progresivamente evaluaciones cuantitativas de los cambios físicos crónicos gracias a los Escenarios Climáticos. Esta información ayuda a la toma de decisiones estratégicas e industriales teniendo en cuenta, por ejemplo, futuros efectos de la temperatura sobre la demanda eléctrica, o variaciones a largo plazo de la disponibilidad de los recursos renovables, tanto para nuevas inversiones como para las instalaciones existentes. Este enfoque se considera tanto para actividades e instalaciones nuevas como existentes. Las soluciones de adaptación pueden incluir tanto acciones implementadas en el corto plazo, como decisiones a largo plazo, por ejemplo, la planificación de inversiones como respuesta a fenómenos climáticos. Las actividades de adaptación comprenden también procedimientos, políticas y mejores prácticas. Para las nuevas inversiones se puede actuar ya desde la fase de diseño y construcción para reducir el impacto de los riesgos climáticos, por ejemplo, a través de la evaluación de los riesgos y de la vulnerabilidad en la fase de diseño, y para tener en cuenta los eventuales efectos crónicos, como por ejemplo la inclusión de los Escenarios Climáticos en las estimaciones del recurso renovable a largo plazo. Una vez identificados los fenómenos meteorológicos y climáticos relevantes, las actividades a llevar a cabo para maximizar la capacidad de adaptación pueden ser clasificadas en: preparación frente a eventos adversos, gestión de los mismos, y potenciación de la resiliencia de las instalaciones. • Generación. Destacan las siguientes actuaciones: − Mejora de los sistemas de gestión del agua de refrigeración para compensar posibles reducciones de caudal en los ríos. − Actuaciones (“Fogging Systems”) para mejorar el flujo de aire y compensar la reducción de potencia como consecuencia del aumento de la temperatura ambiente en las instalaciones de generación de ciclos combinados. − Instalación de bombas para drenaje, limpieza periódica de canales y otras actuaciones con el objetivo de eliminar riesgos de desprendimientos como consecuencia de lluvias torrenciales o inundaciones. − Reevaluación periódica para instalaciones hidroeléctricas de los escenarios de lluvias torrenciales e inundaciones. Los escenarios se gestionan a través de acciones de mitigación e intervenciones sobre las instalaciones. Principales Políticas N.1106 Global Power Generation Maintenance N.1107 Global Power Generation O&M Operation N.1025 Dams and Hydraulic infrastructure Safety N.1020 Global Power Generation Critical Event Management 56 Asimismo, se han adoptado una serie de buenas prácticas para la adecuada gestión de los fenómenos meteorológicos adversos: − Previsiones meteorológicas para la monitorización de la disponibilidad de recursos renovables y la ocurrencia de eventos extremos, con sistemas de alerta que garanticen la protección de personas e instalaciones. − Simulaciones hidrológicas, levantamientos topográficos (incluso con drones) y monitoreo de eventuales vulnerabilidades a través de sistemas digitales “Geographic Information System” (GIS). − Supervisión avanzada de más de 100.000 parámetros (con más de 160 millones de medidas históricas) tomados en las presas y obras civiles hidráulicas. − Supervisión en tiempo real en remoto de las instalaciones de producción eléctrica. − Adopción de líneas guía específicas para la ejecución de estudios hidrológicos e hidráulicos en las fases iniciales de desarrollo, con el objetivo de evaluar los riesgos tanto en la zona de la instalación como en las aledañas. − Seguimiento de la evolución de los parámetros climáticos por su posible afectación al diseño de los proyectos, por ejemplo, evaluación del régimen de lluvias para el diseño de los sistemas de drenaje de las instalaciones fotovoltaicas. − Estimación de las velocidades de viento extremas utilizando bases de datos actualizadas que contienen registro de las series históricas de vendavales, para poder elegir la tecnología de las turbinas eólicas más adecuadas a los emplazamientos. Adicionalmente, para actuar de forma inmediata frente a eventos extremos, ENDESA adopta procedimientos específicos para la gestión de emergencias con protocolos de comunicación en tiempo real, planificación y gestión de todas las actividades para retomar la actividad en condiciones de seguridad en el menor tiempo posible, y listas predefinidas para la evaluación de daños. • Distribución. Para la gestión de los eventos climáticos extremos, ENDESA ha adoptado un enfoque “4R” que define las medidas a adoptar tanto en fase de preparación frente a una emergencia, como en fase posterior de puesta en servicio tras haber sufrido daños las instalaciones por un evento extremo. Esta gestión se articula a través de la política 486 (4R: “Innovative Resilience Strategy for Power Distribution Networks”) y se define a través de cuatro fases de actuación: 1. “Risk prevention”: incluye las acciones que permiten reducir la probabilidad de perder elementos de red como consecuencia de un evento, y/o de minimizar su impacto, e incluye actuaciones con el objetivo de aumentar la robustez de las infraestructuras, así como actuaciones de mantenimiento. 2. “Readiness”: incluye todas las actuaciones que tienen como objetivo mejorar la inmediatez con la que se identifica un evento potencialmente crítico, y asegurar la coordinación con Protección Civil y con la Administración Local, así como a organizar los recursos una vez se ha producido el fallo en el servicio. 3. “Response”: incluye la fase de evaluación de la capacidad operativa de afrontar una emergencia una vez se produce el evento extremo, considerando tanto la capacidad de movilizar recursos operativos sobre el terreno, como la posibilidad de realizar maniobras telecomandadas de realimentación a través de conexiones en backup. 4. “Recovery”: es la última fase, que tiene como objetivo la vuelta al servicio de la red, lo antes posible, en condiciones de funcionamiento habitual, en aquellos casos en los que el evento extremo haya provocado interrupciones del servicio a pesar de todas las medidas adoptadas de forma preventiva. El negocio de Distribución ha adoptado diversas políticas y actuaciones específicas para integrar los diferentes aspectos y riesgos relacionados con el Cambio Climático: 57 − Política 1073 (“Guidelines for Readiness Response and Recovery actions during emergencies”): incluye pautas para las tres fases finales del enfoque de gestión “4R”. − Política 387 (“Guideline for Network Resilience Enhancement Plan”): tiene como objetivo determinar las actuaciones a llevar a cabo para minimizar el impacto sobre la red de los eventos extremos, sobre la base del histórico de explotación. − Política 439 (“Measures for Risk Prevention and Preparation in case of wildfires affecting the electrical installations”): enfoque integrado de gestión de las emergencias aplicado a los incendios en zonas boscosas, tanto si son originados por la red como por causas externas. − Acciones de soporte: implementación de sistemas de previsión meteorológica, supervisión del estado de la red, preparación de planes operativos y realización de simulacros. Cabe destacar los acuerdos alcanzados para movilizar recursos extraordinarios (internos y de contratistas) para hacer frente a situaciones de emergencia. Eventos Extremos Prioritarios Incendio Olas de Calor Manguito de Hielo Vendavales Lluvias/ Inundaciones Política Política 486 Política 486 Política 486 Política 486 Política 486 Política 1073 Política 1073 Política 1073 Política 1073 Política 1073 Política 439 Política 387 Política 387 Política 387 Política 387 Adicionalmente a los protocolos previstos para las situaciones que se presenten en el corto plazo, en colaboración con organismos de investigación, se está analizando el impacto en la red en el corto / largo plazo de los eventos extremos identificados como relevantes (olas de calor, incendios y ciclogénesis explosivas, lluvias torrenciales e inundaciones entre otros): − Olas de calor: se ha realizado un análisis de su impacto, provocado por la presencia de más días con altas temperaturas y con ausencia de precipitaciones, lo que dificulta la evacuación de calor de las líneas subterráneas, y podría provocar un incremento anómalo del riesgo de avería en la red, sobre todo en las zonas urbanas y turísticas. En la red de distribución en España hay una baja presencia de líneas subterráneas, y en un primer análisis realizado sobre el histórico de explotación de la red de distribución, no se ha observado que exista una correlación importante entre las olas de calor acontecidas y los fallos en la red. − Incendios: en relación con el riesgo de incendios, y a pesar de que los eventos sufridos hasta la fecha no han sido muy relevantes, se está realizando un análisis de detalle en los escenarios a 2050, así como un mapeo de los riesgos más relevantes de acuerdo con la Política 439. Se ha realizado un estudio para identificar las áreas con mayor riesgo de incendio en zonas forestales, identificando las redes y el entorno ambiental en el que se ubican, de forma que se pueden realizar las intervenciones que resulten necesarias bajo un enfoque de prevención del riesgo de incendio. − Ciclogénesis explosivas: dada la importancia y frecuencia de este tipo de eventos extremos, se está realizando un análisis de detalle al respecto con expertos externos en la materia. • Generación de conocimiento en materia de adaptación. El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC) 2021-2030, constituye el instrumento de planificación básico para promover la acción coordinada frente a los efectos del Cambio Climático en España. Este tiene como principal objetivo evitar o reducir los daños presentes y futuros derivados del Cambio Climático y construir una economía y una Sociedad más resilientes, incorporando los nuevos compromisos internacionales, contemplando el conocimiento más reciente sobre los riesgos derivados del Cambio Climático y aprovechando la experiencia obtenida en el desarrollo del Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC) 2013-2020. Con el mismo criterio y de forma complementaria al análisis de los riesgos físicos asociados al Cambio Climático, y la gestión de los mismos, ENDESA trabaja desde hace más de una década con la intención de avanzar renovando el conocimiento y reducir al máximo la vulnerabilidad frente al Cambio Climático de todas sus instalaciones, compartir e intercambiar impresiones de los resultados obtenidos, y fomentar así el continuo aprendizaje y la resiliencia climática que permita optimizar la gestión de sus negocios. 58 A continuación, se resume la actividad más relevante de ENDESA en la materia hasta la fecha: − Proyecto de Análisis de vulnerabilidad frente al Cambio Climático de las instalaciones de ENDESA frente al Cambio Climático. Seleccionado por la Oficina Española de Cambio Climático (OECC) del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico (MITECO) como modelo del Sector Energético para la Iniciativa ADAPTA. − Proyecto HIDSOS IV: Sostenibilidad de los recursos hídricos bajo el cambio global. − Proyecto Embalses de ENDESA y Cambio Climático. − Adaptación al Cambio Climático en el negocio de Distribución de ENDESA. − Participación en proyectos/iniciativas nacionales/internacionales: RESCCUE, ANYWHERE y COPERNICUS. − Seguimiento y participación en las cumbres internacionales de Naciones Unidas para el Cambio Climático (COPs). − Comité técnico para adaptación al Cambio Climático y Grupo de trabajo de gestión riesgos climáticos y sus impactos financieros CONAMA (Congreso Nacional de Medio Ambiente). Riesgos y oportunidades de transición. En relación con los riesgos y las oportunidades ligadas a variables de transición, analizando los diferentes escenarios de referencia combinados con los elementos que componen el proceso de identificación del riesgo (por ejemplo, el contexto competitivo, la visión a largo plazo de la industria, el análisis de materialidad, la evolución tecnológica, etc.), se pueden identificar los impulsores de potenciales riesgos y oportunidades, dando prioridad a los fenómenos más relevantes. A continuación, se describen los principales riesgos y oportunidades. • Política y regulación. − Emisiones y precio de dióxido de carbono (CO 2 ): introducción de regulación para exigir límites de emisiones más estrictos, tanto por vía regulatoria como mediante un mecanismo de mercado. o Oportunidades: mecanismos regulatorios tanto de tipo control y mando como mecanismos de mercado que fortalezcan las señales de precio del dióxido de carbono (CO 2 ). o Riesgos: falta de un enfoque coordinado entre los diferentes actores y reguladores, resultando en escasa eficacia de los instrumentos vigentes, con consecuencias sobre la tendencia de electrificación y descarbonización de los diferentes sectores, respecto a la estrategia de ENDESA, que está fuertemente orientada hacia la Transición Energética. − Incentivos a la Transición Energética: incentivos y oportunidades para un desarrollo basado en la Transición Energética, con un Sistema Energético basado en el uso de fuentes de energía de bajas emisiones como base principal del “mix” energético del país, mayor electrificación de la demanda, eficiencia energética, flexibilidad del Sistema Eléctrico y potenciación de las infraestructuras, con impactos positivos en términos de retorno de la inversión y nuevas oportunidades de negocio. o Oportunidades: volúmenes y márgenes adicionales como consecuencia de inversiones adicionales en el Sector Eléctrico, de acuerdo con la estrategia de electrificación, descarbonización y potenciación / electrificación de las infraestructuras habilitadoras. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) establece un ambicioso objetivo para la penetración de renovables, prevé que en 2030 el 74% del total de la generación eléctrica sea de origen renovable, coherente con una trayectoria hacia un Sector Eléctrico 100% renovable en 2050, y complementada con una creciente potencia adicional en almacenamiento. Asimismo, en materia de eficiencia energética, que es uno de los pilares del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), se establece un objetivo de mejora del 39,5% en 2030. 59 o Riesgos: obstáculos para alcanzar los objetivos de la Transición Energética debidos a un marco regulatorio no eficaz para facilitar dicha transición, lentitud en los procesos para conseguir autorizaciones administrativas, dificultad para el desarrollo de proyectos por situaciones como la falta de acceso a red, etc. − Regulación en materia de resiliencia para mejorar los estándares, o introducción de mecanismos ad hoc para regular la inversión en resiliencia, en un contexto de evolución del Cambio Climático. o Oportunidades: beneficios asociados a la asignación de inversiones orientadas a reducir los riesgos de calidad y continuidad del servicio para los clientes. o Riesgos: impacto sobre la reputación derivado de los daños y tiempos de reposición del servicio ante eventos extremos. Posibles sanciones asociadas a una falta de respuesta adecuada en cuanto a reposición de servicio tras un evento extremo. − Políticas financieras para incentivar la Transición Energética: incentivos para la Transición Energética a través de políticas e instrumentos financieros adecuados, adecuados para soportar un marco de inversiones y un posicionamiento de “política maker” de largo plazo, creíble y estable. Introducción de reglas y/o instrumentos financieros públicos y privados (por ejemplo, fondos, mecanismos, taxonomía, benchmark) enfocados a la integración de la Sostenibilidad en los mercados financieros y en los instrumentos de financiación pública. o Oportunidades: creación de nuevos mercado y productos de financiación sostenible de acuerdo con el marco de inversiones, activando la posibilidad de mayores recursos públicos para la descarbonización, y el acceso a recursos financieros de acuerdo con los objetivos de Transición Energética, y consecuente impacto en el coste de financiación, disponibilidad de subvenciones para la transición. o Riesgos: actuaciones e instrumentos insuficientes para proporcionar incentivos de acuerdo a un posicionamiento de Transición Energética, incertidumbre o ralentización en la introducción de nuevos instrumentos y reglar por efecto del empeoramiento de las condiciones de financiación pública. • Mercado. − Dinámicas del mercado, como las relacionadas con la variabilidad de los precios de las materias primas, el aumento del consumo de electricidad debido a la Transición Energética y la penetración de las energías renovables, tienen un impacto en los parámetros comerciales, con efecto sobre los márgenes y los volúmenes de producción y ventas. o Oportunidades: efectos positivos derivados del aumento de la demanda de electricidad y el mayor espacio para las energías renovables y para todos los mecanismos de flexibilidad. o Riesgos: exposición de las tecnologías “merchant” a la volatilidad de los precios de mercado. • Tecnología. − Penetración progresiva de nuevas tecnologías para impulsar la Transición Energética, como el vehículo eléctrico, el almacenamiento, la “demand response” y el hidrógeno verde; palanca digital para transformar modelos operativos y modelos de negocio de «plataforma». o Oportunidades: inversiones en el desarrollo de soluciones tecnológicas, así como efecto positivo del incremento de demanda eléctrica, y del mayor espacio para las renovables gracias a la producción de hidrógeno verde. Las redes eléctricas tienen un rol protagonista en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), como facilitador para permitir la integración de la nueva capacidad renovable en el Sistema, a la vez que faciliten la flexibilidad y gestión de la demanda. A su desarrollo el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) destina el 24% de las inversiones estimadas, alcanzando un total de 58.579 millones de euros. 60 o Riesgos: la ralentización y la interrupción del suministro de materias primas, como metales para las baterías (como litio, níquel y cobalto) y semiconductores, podrían comportar retrasos en el aprovisionamiento y/o incremento de costes que podrían ralentizar la penetración de renovables, almacenamiento y vehículo eléctrico. • Productos y servicios. − Electrificación de los consumos residenciales y de los procesos industriales: con la progresiva electrificación de los usos finales crece la penetración de productos capaces de garantizar costes más bajos y menor impacto en términos de emisiones locales en los sectores residencial e industrial (por ejemplo, bombas de calor). o Oportunidades: aumento de la demanda eléctrica en un contexto de disminución de la demanda energética, gracias a la mayor eficiencia del combustible renovable. o Riesgos: aumento de la competencia en este segmento de mercado. − Movilidad eléctrica: uso de modos de transporte más eficientes desde el punto de vista del Cambio Climático, con particular referencia al desarrollo de la movilidad eléctrica y las infraestructuras de carga, así como a la electrificación de los consumos industriales. o Oportunidades: efectos positivos derivados del aumento de la demanda de electricidad y de mayores márgenes relacionados con la penetración del transporte eléctrico y de los servicios asociados. o Riesgos: entrada de nuevos agentes en el mercado. De forma general, y en el ámbito de productos y servicios, destacar la oportunidad que brinda el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), que se materializa a través de tres vías, y una de ellas es la electrificación de la economía, lo que va a ayudar al cumplimiento, entre otros, del objetivo establecido para 2030 de alcanzar un 42% de energías renovables sobre el consumo total de energía final, así como de alcanzar ese mismo año una reducción de las emisiones difusas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en un 39% respecto a 2005. De manera más específica, y en paralelo al desarrollo de las energías renovables, la electrificación de la demanda debe contemplar un fuerte desarrollo de la movilidad eléctrica y del uso de electricidad en la calefacción residencial. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) prevé que la presencia de renovables en el sector movilidad-transporte sea un eje tractor para impulsar la descarbonización del mismo, previendo alcanzar los 5 millones de vehículos eléctricos en 2030. Asimismo, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) incorpora ambiciosos planes de renovación de equipamiento residencial. ENDESA ha implementado ya acciones estratégicas dirigidas a mitigar los riesgos potenciales y a aprovechar las oportunidades relacionadas con las variables de transición. Gracias a una estrategia industrial y financiera que incorpora factores ambientales, sociales y de Gobierno Corporativo (ESG), con un enfoque integrado basado en la Sostenibilidad y la innovación, es posible crear valor compartido a largo plazo. La estrategia dirigida a la total descarbonización y a la Transición Energética dota a ENDESA de resiliencia frente a los riesgos derivados de la implantación de políticas más ambiciosas en materia de reducción de emisiones, y maximiza las oportunidades de desarrollo de generación renovable, infraestructuras y tecnologías habilitadoras. A diferencia de los impactos climáticos crónicos, es posible afirmar que se presenten impactos como consecuencia del Escenario de Transición ya en el corto, y en el medio-largo plazo. De forma similar al análisis realizado para las variables climáticas, es posible realizar un test de stress del Plan Estratégico 2022-2024 considerando los factores potencialmente influidos por el Escenario de Transición, con especial referencia al precio del dióxido de carbono (CO 2 ). Entre las principales variables de transición destaca el precio del dióxido de carbono (CO 2 ) como impulsor fiable de las medidas regulatorias que pueden acelerar el proceso de transición. Para evaluar el impacto de la posible modificación de este driver, se representan los efectos de un aumento potencial del precio del dióxido de carbono (CO 2 ) de +/- 10% en España. Este cambio de precio cambiaría el precio de equilibrio del mercado mayorista, con repercusiones en los márgenes de la actividad de generación, tanto de plantas convencionales como renovables. Para cuantificar los riesgos y oportunidades derivados de la Transición Energética a largo plazo, se han tenido en cuenta los Escenarios de Transición descritos en el Apartado 5.3 de este Informe de Gestión Consolidado. 61 A continuación, se han identificado los efectos de los escenarios “Slow Transition” y “Best Place” sobre las variables que pueden tener mayor impacto en el negocio, en particular la demanda eléctrica, influenciada por la dinámica de electrificación de la demanda y por lo tanto de penetración de tecnologías eléctricas, y el “mix” energético de generación. Estas consideraciones ofrecen ideas para determinar cuál puede ser el posicionamiento estratégico de ENDESA en términos de asignación de recursos. El Escenario de referencia elegido prevé una ambición creciente en términos de descarbonización y eficiencia energética, respaldada por una mayor electrificación de la demanda y del desarrollo de generación renovable. Las dinámicas relacionadas con la Transición Energética podrían habilitar oportunidades de crecimiento para ENDESA. En particular, en el mercado eléctrico minorista, la progresiva electrificación de la demanda, en particular del transporte y del sector residencial, supondrá un aumento significativo del consumo eléctrico en detrimento del consumo de diferentes combustibles renovables más emisivos. Asimismo, el aumento paulatino de la cuota de las renovables en el “mix” energético debería conducir a una reducción del precio de la electricidad a medio y largo plazo. En referencia al impacto económico que tendría el cambio de los Escenarios de Transición, se ha realizado un análisis del impacto en términos de Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) que los escenarios “Slow Transition” y “Best Place” tendrían en los resultados de 2030 en comparación con el Escenario de referencia “Paris”. En el Escenario “Paris” se observa una tendencia a la baja de las emisiones acorde con el paquete europeo “Fit for 55”, gracias a una mayor electrificación de la demanda, apoyada en una creciente aportación de las renovables en el “mix” de generación eléctrica. Dado el nivel de ambición definido en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), en el Escenario “Paris” no se han previsto incrementos sustanciales adicionales en la penetración de las energías renovables. Por el contrario, el Escenario “Slow Transition” contempla un menor nivel de ambición en la lucha contra el Cambio Climático, lo que se traduce en un menor desarrollo de renovables y una menor penetración de la electrificación a todos los niveles. El Escenario “Best Place” estima una reducción más rápida de los costes de las tecnologías de producción de hidrógeno verde. Esto se traduce en una mayor penetración de este combustible renovable, en detrimento del hidrógeno azul y gris, con el consiguiente efecto aditivo sobre la demanda eléctrica nacional y sobre las instalaciones renovables en comparación con el Escenario “Paris”. El impacto en el precio de la electricidad en el mercado mayorista es limitado, considerando que se mantiene sin cambio en el medio plazo el sistema de mercado basado en precios marginales actual. Cualquier estructura de mercado alternativa podría inducir efectos diferentes. En referencia a la electrificación de la demanda, el Escenario “Slow Transition” prevé menores tasas de penetración de las tecnologías eléctricas más eficientes, en particular los vehículos eléctricos y las bombas de calor, provocando una disminución de la demanda eléctrica en comparación con el Escenario “Paris”, que se estima tendrá impactos limitados en el mercado minorista de electricidad y productos asociados. Al mismo tiempo, la menor demanda eléctrica determina un menor espacio de desarrollo de capacidad renovable, con impacto en el negocio de generación. Todos los escenarios, pero en mayor medida los escenarios “Paris” y “Best Place”, comportarán un aumento considerable en la complejidad de gestión de la red eléctrica. De hecho, se espera un aumento significativo de la generación distribuida y otros recursos, como los sistemas de almacenamiento, una mayor penetración de la movilidad eléctrica con sus infraestructuras de carga asociadas, así como un ritmo creciente de electrificación de la demanda y la aparición de nuevos actores con nuevos modos de consumo Este contexto supondrá una descentralización de los puntos de consumo/inyección, un aumento de la demanda eléctrica y de la potencia media requerida, una fuerte variabilidad de los flujos energéticos, exigiendo una gestión dinámica y flexible de la red. ENDESA espera que en este Escenario sean necesarias inversiones adicionales para asegurar las conexiones y los niveles adecuados de calidad y resiliencia, fomentando la adopción de modelos operativos innovadores. Estas inversiones deben ir acompañadas de un contexto regulatorio adecuados para garantizar retornos económicos adecuados para la Línea de Negocio de Distribución. 62 Horizonte Temporal: Corto (2022-2024); Medio (hasta 2030); Largo (2030-2050) Upside Downside Categoría de riesgo y oportunidad Horizonte temporal Descripción del análisis Líneas de negocio afectadas Descripción del impacto <100 €mln 100-300 €mln >300 €mln Políticas Generación 10% - Upside escenario políticas actuales y Regulación -10% - Downside escenario políticas actuales Generación Oportunidad: mayor espacio para inversiones en nueva capacidad renovable. Riesgo: disminución del precio de la energía por mayor penetración de las renovables. Riesgos: menor espacio para inversiones en nueva capacidad renovables. Oportunidad: aumento del precio de la energía por menor presencia de renovables. Mercado / Medio Oportunidad: mayores márgenes por el efecto de la transición en términos de la electrificación de la demanda, principalmente en relación a la previsión de aumento de hidrógeno verde. Productos y Servicios Riesgo: menores márgenes por el efecto de una transición ralentizada en términos de electrificación de la demanda, principalmente en residencial y transporte, y poca penetración de nuevas tecnologías. EBITDA 2030 Solw Transition vs París Cuantificación - rango Considerando dos escenarios de transición alternativos, se ha evaluado el efecto de la evolución de la eficiencia, de la electrificación de la demanda, y de la penetración del vehículo eléctrico para evaluar los potenciales impactos sobre el consumo de materias primas, incluyendo el efecto sobre la cartera de clientes de gas debido a la mayor electrificación, y sobre la demanda de servicios adicionales. Clientes Corto / medio Cuantificación - Tipología del impacto Riesgo: impacto sobre el margen como consecuencia de una intervención del precio del CO 2 . Considerando los potenciales efectos de las medidas regulatorias para incentivar la transición energética, se evalúa la exposición a variaciones de precio del CO 2 del +/-10% a través de un análisis de sensibilidad. EBITDA/año EBITDA 2030 Best Place vs París Mercado Medio Considerando dos escenarios de transición alternativos se han evaluado los efectos de una mayor penetración de las renovables sobre el precio de referencia de la energía y sobre la capacidad adicional a 2030. EBITDA 2030 Best Place vs París EBITDA 2030 Solw Transition vs París 63 a.3. ENDESA toma decisiones que afectan al futuro de la empresa y su Sostenibilidad. Estas decisiones están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de ENDESA o que pueden ser difíciles de predecir. ENDESA presenta cada año su Plan Estratégico, que incluye las directrices estratégicas y los objetivos de crecimiento económico, financiero y patrimonial de la Compañía, así como su aportación a la sociedad. Las asunciones principales sobre las que se fundamentan las previsiones y objetivos del Plan Estratégico están relacionadas con: − El entorno regulatorio, tipos de cambio, “commodities”, inversiones y desinversiones, incrementos en la producción y en capacidad instalada en mercados donde ENDESA opera e incrementos en la demanda en tales mercados; − La asignación de producción entre las distintas tecnologías, con incrementos de costes asociados con una mayor actividad que no superen ciertos límites, con un precio de la electricidad no menor de ciertos niveles, con el coste de las centrales de ciclo combinado y con la disponibilidad y coste de las materias primas y de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) necesarios para operar el negocio en los niveles deseados; y la evolución general de las tendencias sociales, ambientales y éticas del entorno en el que opera, entre las que cabría mencionar los factores relativos a pérdida de biodiversidad, terrorismo, estrés hídrico, ciberseguridad, desigualdad e inestabilidad social, desempleo estructural, enfermedades infecciosas, conflictos políticos extremos, fenómenos climáticos extremos y catástrofes ambientales y Cambio Climático. ENDESA no puede garantizar que sus perspectivas se cumplirán en los términos comunicados, ya que éstas se basan, entre otras cuestiones: − En suposiciones relacionadas con acontecimientos futuros que la Dirección espera que ocurran y en acciones que la propia Dirección tiene previsto realizar en el momento de la redacción; y − En suposiciones generales relativas a acontecimientos futuros y acciones de la propia Dirección que no necesariamente han de cumplirse y que dependen sustancialmente de variables ajenas al control de la Dirección. El Plan Estratégico de ENDESA prevé un significativo esfuerzo inversor en sistemas e instalaciones de producción y distribución de electricidad. La ejecución de estas inversiones está condicionada por las condiciones de mercado y regulatorias. En el caso de no darse las condiciones necesarias que permitan la viabilidad de las plantas, ENDESA podría tener que cesar la actividad de las instalaciones y, si fuera necesario, acometer las tareas de desmantelamiento. Estos cierres supondrían una reducción de la capacidad instalada y de la producción que proporciona respaldo para las ventas de energía a clientes y, por ello, el negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA podrían verse afectados negativamente. Consecuentemente y conforme a la normativa contable, ENDESA a lo largo del ejercicio y, en cualquier caso, en la fecha de cierre del mismo, evalúa si existe indicio de que algún activo no financiero hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro de valor. La información relativa a los deterioros de activos no financieros registrados en el ejercicio 2021 se incluye en las Notas 3.2f y 15.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. La información relativa al Plan Estratégico se incluye en el Apartado 4 de este Informe de Gestión Consolidado y la información relativa al compromiso de ENDESA con el desarrollo sostenible se incluye en el Apartado 15 de este Informe de Gestión Consolidado. a.4. El negocio de ENDESA podría verse afectado por las condiciones económicas y políticas adversas en España, Portugal, la Eurozona y en los mercados internacionales. Las condiciones económicas adversas pueden tener un impacto negativo en la demanda de energía y en la capacidad de los consumidores de ENDESA de hacer frente a sus compromisos de pago. En periodos de recesión económica, como los experimentados por España y Portugal en los últimos años, la demanda de electricidad suele contraerse, lo que afecta negativamente a los resultados de la Sociedad. 64 Un empeoramiento en la situación económica de España, de Portugal o de otras economías de la Eurozona podría tener un impacto negativo en el consumo de energía y, como consecuencia, el negocio, la situación financiera, el resultado de las operaciones y los flujos de caja de ENDESA se verían negativamente afectados. Por otro lado, las condiciones financieras en los mercados internacionales plantean un reto para la situación económica de ENDESA debido al impacto que podría tener en su negocio el nivel de endeudamiento público, las reducidas tasas de crecimiento, la calificación de los bonos soberanos en el entorno internacional y, en particular, en los países de la Eurozona, y las medidas de expansión monetaria en el mercado de crédito. La evolución en cualquiera de estos factores podría condicionar el acceso de ENDESA a los mercados de capitales y las condiciones en las que obtiene esta financiación, afectando, consecuentemente, a su negocio, sus resultados, su situación financiera y sus flujos de caja. Además de los problemas económicos que pueden presentarse en el ámbito internacional, ENDESA se enfrenta a una situación de incertidumbre en el plano político, tanto nacional como internacional, que podría incidir negativamente en la situación económica y financiera de ENDESA. En particular, se considera que el impacto del denominado “Brexit” y de otras situaciones en el ámbito internacional, para ENDESA no es material. No puede asegurarse que no vaya a existir un empeoramiento en la situación económica internacional, ni de la Eurozona, ni que una ocurrencia de un evento de carácter político no vaya a impactar significativamente a los mercados, afectando, por consiguiente, al negocio, a la situación económica, el resultado de las operaciones y los flujos de caja de ENDESA. a.5. ENDESA se encuentra expuesta a la competencia en sus actividades comerciales. ENDESA mantiene relaciones con un elevado número de clientes, 10,3 millones de clientes de electricidad y 1,7 millones de clientes de gas a 31 de diciembre de 2021 (véase Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). Las actividades comerciales de ENDESA se realizan en un entorno de elevada competencia. Pese a que una eventual pérdida de clientes de modo individual no tendría un impacto significativo en el negocio de ENDESA en su conjunto, una incapacidad para mantener relaciones estables con clientes podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA (véase Nota 44.6 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). b) Riesgos financieros. b.1. El negocio de ENDESA tiene una gran dependencia del suministro constante de grandes cantidades de combustible para generar electricidad, del suministro de electricidad y de gas natural utilizado para el consumo propio y la comercialización, y del suministro de otras materias primas, cuyo precio está sujeto a fuerzas de mercado que pueden afectar al precio y a la cantidad de energía que ENDESA vende. El margen de contribución del Segmento de Generación y Comercialización en 2021 ha sido de 3.681 millones de euros, la mayor parte del mismo corresponde a actividades liberalizadas y sujetas a los efectos de la competencia y a la volatilidad de los mercados. Estas actividades requieren compras de gas, electricidad y materias primas, así: − Durante 2021 se consumieron para la generación de electricidad 529.933 toneladas de carbón y 2.144 millones de m 3 de gas natural. − A 31 de diciembre de 2021 el importe de los compromisos de compras de electricidad y materias energéticas asciende a 19.766 millones de euros, de los que una parte de los mismos corresponden a acuerdos que contienen cláusulas “take or pay” (véase Apartado 10.6 de este Informe de Gestión Consolidado). ENDESA está expuesta a los riesgos de precio de mercado en relación con la compra de combustibles (incluidos gas y carbón) y los precios de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) requeridos para generar electricidad, para el aprovisionamiento de gas y actividades de comercialización. En este 65 sentido, las variaciones del precio de estos productos en los mercados internacionales pueden afectar al margen de contribución. ENDESA tiene suscritos contratos de suministro de electricidad y gas natural sobre la base de ciertas hipótesis sobre los precios de mercado futuros para la electricidad y el gas natural. Una desviación respecto a las hipótesis en el momento de firmar dichos contratos de suministro podría dar lugar a la obligación de comprar electricidad o gas natural a precios superiores a los contemplados en esos contratos. En el caso de que se produjese un ajuste de los precios de mercado respecto a las estimaciones, una divergencia en las asunciones de ENDESA respecto a sus necesidades de combustible, o un cambio regulatorio que afectase a los precios en su conjunto y a cómo han sido fijados, y que sus estrategias de gestión del riesgo fuesen inadecuadas para hacer frente a dichos cambios, el negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA podrían verse afectados negativamente. ENDESA ha firmado ciertos contratos de suministro de gas natural que incluyen cláusulas “take or pay” que obligan de forma vinculante a adquirir el combustible contractualmente comprometido de forma que, aunque no se retire, se devenga la obligación de pago. Los términos de estos contratos se han fijado a partir de ciertas hipótesis de necesidades futuras sobre demanda de electricidad y gas. Una desviación de las hipótesis contempladas podría dar lugar a la obligación de comprar más combustible del necesario o de vender el exceso en el mercado a precios existentes. La información relativa a compromisos de compra de materias energéticas se incluye en el Apartado 10.6 de este Informe de Gestión Consolidado y en la Nota 50 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. b.2. ENDESA está expuesta al riesgo de tipo de cambio. ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de tipo de cambio, fundamentalmente en relación con los pagos que debe efectuar en los mercados internacionales para la adquisición de materias primas energéticas, especialmente de gas natural y carbón internacional, donde los precios de estas materias primas suelen estar denominados en dólares estadounidenses (USD). Ello implica, por tanto, que las fluctuaciones en el tipo de cambio podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. La información relativa al riesgo de tipo de cambio, así como el análisis de sensibilidad del tipo de cambio se incluye en la Nota 44.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. b.3. La actividad de ENDESA puede resultar afectada por las condiciones de recurso natural, climáticas y meteorológicas. La producción eléctrica de ENDESA depende de los niveles de recurso natural, disponibilidad de las centrales y condiciones de los mercados. La producción de las centrales renovables depende de los niveles de precipitación, así como de los niveles de irradiación solar y de viento que existan en las zonas geográficas donde se ubican las instalaciones de generación hidroeléctrica, eólica y fotovoltaica. De este modo, si se produce un bajo nivel de recurso natural hídrico, eólico o solar u otras circunstancias que influyan negativamente en la actividad de generación con recursos renovables, el negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA podrían verse adversamente afectados. La demanda no cubierta por las fuentes renovables es producida por las centrales térmicas, cuya producción, así como su margen, depende de la competitividad entre las distintas tecnologías. Un año con escasas lluvias, poca irradiación o menor viento determina una menor producción hidroeléctrica, solar y eólica, respectivamente, lo que implica una mayor producción de centrales térmicas con mayor coste y, por lo tanto, un incremento del precio eléctrico y de los costes de compra de energía. En un año húmedo, con mayor irradiación o viento se producen los efectos contrarios. En el caso de que se den condiciones desfavorables por bajo nivel de recurso, la generación de energía procederá, en mayor medida, de centrales térmicas y los gastos de explotación de ENDESA procedentes de estas actividades se incrementarán. Una incapacidad para gestionar cambios en las condiciones de recurso natural podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. 66 En un año medio, se ha estimado que la producción hidroeléctrica puede variar en un ± 28%, la eólica en un ± 5% y la fotovoltaica en un ± 1%. Así, en 2021 la generación de electricidad en centrales hidroeléctricas en ENDESA ha sido de 6.122 GWh. La información relativa a la producción eléctrica de ENDESA (GWh) por tecnologías se incluye en el Apartado 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado. Las condiciones climáticas, y, en particular, la estacionalidad, tienen un impacto significativo en la demanda de electricidad, pues suponen que el consumo de electricidad alcance sus máximos niveles en verano y en invierno. Los cambios estacionales de la demanda se atribuyen al impacto de varios factores climatológicos, tales como el clima y la cantidad de luz natural, y al uso de la luz, la calefacción y el aire acondicionado. Las variaciones en la demanda debidas a condiciones climáticas pueden tener un efecto significativo en la rentabilidad del negocio. Adicionalmente, ENDESA debe efectuar ciertas proyecciones y estimaciones sobre las condiciones climáticas cuando negocia sus contratos y una significativa divergencia en los niveles de precipitación y otras condiciones meteorológicas previstas podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. Asimismo, las condiciones meteorológicas adversas podrían afectar al suministro regular de energía debido a daños en la red, con la consecuente interrupción de los servicios, que podría obligar a ENDESA a indemnizar a sus clientes por retrasos o cortes en el suministro de energía. El acaecimiento de cualquiera de las circunstancias anteriores podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. b.4. ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de tipo de interés. Las variaciones de tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de interés fijo, así como los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un tipo de interés variable. Las variaciones de tipos de interés podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. A 31 de diciembre de 2021, la deuda financiera bruta asciende a 10.378 millones de euros. El 48% de la deuda financiera bruta antes de las coberturas de flujos de caja y de valor razonable devengaba intereses a tipo fijo, principalmente EURIBOR, mientras que el restante 52% está referenciada a interés variable. A 31 de diciembre de 2021, teniendo en cuenta las coberturas de flujos de caja que se consideran eficaces, el 58% de la deuda financiera bruta está protegida al riesgo de tipo de interés. Considerando también las coberturas de valor razonable, a 31 de diciembre de 2021 este porcentaje es del 53%. La información relativa al riesgo de tipo de interés, así como el análisis de sensibilidad del tipo de interés se incluye en la Nota 44.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. b.5. El negocio de ENDESA depende de su capacidad para obtener los recursos necesarios para refinanciar su deuda y financiar sus gastos de capital. ENDESA confía en generar fondos internamente (autofinanciación), acceder a financiación bancaria a través de facilidades de crédito a largo plazo, a mercados de capitales a corto plazo como fuente de liquidez y al mercado de deuda a largo plazo, todo ello para poder financiar su programa de crecimiento orgánico y otras necesidades de capital, incluidos sus compromisos derivados del mantenimiento continuado de sus instalaciones actuales. Además, en ocasiones, ENDESA necesita refinanciar su deuda existente. Este endeudamiento incluye facilidades crediticias a largo plazo, comprometidas tanto con entidades bancarias como con Empresas del Grupo ENEL, e inversiones financieras. Si ENDESA no es capaz de acceder al capital en condiciones razonables, refinanciar su deuda, hacer frente a sus gastos de capital e implementar su estrategia podría verse negativamente afectada. El capital y las perturbaciones del mercado de capitales, una eventual reducción en la capacidad crediticia de ENDESA o posibles restricciones en las condiciones de financiación impuestas en las facilidades de crédito en caso de un deterioro de ratios financieros podría incrementar el coste de financiación de la Sociedad o afectar negativamente a su capacidad de acceder a los mercados de capitales. 67 La falta de dicha refinanciación puede forzar a ENDESA a disponer de o vender sus activos para compensar el déficit de liquidez necesario para pagar las cantidades debidas, y dicha venta se puede producir en circunstancias que no permitan obtener el mejor precio para los mencionados activos. Por ello, si ENDESA no es capaz de acceder a financiación en condiciones aceptables, el negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA podrían verse negativamente afectados. A 31 de diciembre de 2021 ENDESA mantiene un fondo de maniobra negativo por importe de 4.170 millones de euros. El importe disponible en líneas de crédito a largo plazo garantiza que ENDESA pueda obtener recursos financieros suficientes para continuar sus operaciones y liquidar sus activos y pasivos por los importes con que figuran en el Estado de Situación Financiera Consolidado. La información relativa al riesgo de liquidez se incluye en la Nota 44.4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 y la información relativa a las principales operaciones realizadas por ENDESA se expone en el Apartado 10.2 de este Informe de Gestión Consolidado. Por otro lado, las condiciones en que ENDESA accede a los mercados de capitales o a otras formas de financiación, ya sea intercompañía o en el mercado de crédito, se encuentran fuertemente condicionadas por su calificación crediticia, que a su vez está condicionada por la de su empresa matriz ENEL. Por ello, la capacidad de ENDESA para acceder a los mercados y a financiación podría verse afectada, en parte, por la situación crediticia y financiera de ENEL, en la medida en que ésta puede condicionar la disponibilidad de la financiación intercompañía de ENDESA o las condiciones en las que la Sociedad accede al mercado de capitales. En este sentido, un empeoramiento en la calificación crediticia de ENEL y, consecuentemente en la de ENDESA, podría limitar la capacidad de ENDESA de acceder a los mercados de capitales o a cualquier otra forma de financiación (o refinanciación) con terceros o incrementar el coste de estas operaciones, lo que podría afectar al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. La información relativa al rating de ENDESA se expone en el Apartado 19.1 de este Informe de Gestión Consolidado. b.6. ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de crédito y contraparte. En sus actividades comerciales y financieras, ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de que la contraparte no pueda hacer frente a todas o a algunas de sus obligaciones, tanto obligaciones de pago derivadas de bienes ya entregados y servicios ya prestados, como de obligaciones de pago de los flujos de caja esperados, de conformidad con los contratos de derivados financieros suscritos, depósitos en efectivo o activos financieros. En particular, ENDESA asume el riesgo de que el consumidor no pueda hacer frente a sus obligaciones de pago del suministro de energía, incluyendo todos los costes de transporte y distribución. ENDESA no puede garantizar que no vaya a incurrir en pérdidas como consecuencia del impago de importes a cobrar de carácter comercial o financiero, por lo que el incumplimiento de las obligaciones de una o varias contrapartes significativas podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. La información relativa al riesgo de crédito se incluye en la Nota 44.5 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. c) Riesgos asociados a tecnologías digitales. c.1. ENDESA se enfrenta a riesgos asociados a la Ciberseguridad. La transformación digital de ENDESA conlleva una mayor exposición ante potenciales ataques cibernéticos que puedan poner en peligro la seguridad de los sistemas informáticos y las bases de datos con información sensible. El potencial impacto en ENDESA supondría pérdidas económicas e impactos reputacionales (pérdida de confianza por parte de la sociedad) que se originan en caso de que los sistemas de información de ENDESA se vean afectados por un ciberataque. Las infraestructuras críticas de la Compañía también pueden verse 68 expuestas ante este tipo de ataques que podrían causar un grave impacto sobre los servicios esenciales que prestan (por ejemplo, las centrales nucleares). Aumenta el peligro de suplantación fraudulenta en la actividad comercial y es necesario extremar las medidas de seguridad y protección de los datos personales de los clientes. Respecto a las medidas de gestión y mitigación de este riesgo, ENDESA dispone de una estrategia de ciberseguridad que se encuentra alineada con estándares internacionales e iniciativas gubernamentales. Como parte de esta estrategia ENDESA realiza un proceso de evaluación de los principales riesgos e identificación de vulnerabilidades, así como una exhaustiva vigilancia digital a través de la cual analiza la información e implementa acciones de corrección para mitigar riesgos. Adicionalmente, despliega acciones de formación y sensibilización en el uso de las tecnologías digitales con sus empleados, tanto en el ámbito profesional como particular, con el fin de cambiar el comportamiento de las personas y reducir los riesgos. En sus activos, ENDESA ejecuta ciber ejercicios que involucran a planta o instalaciones industriales. c.2. ENDESA gestiona sus actividades a través de tecnologías de la información de tal manera que se garantice la consecución de eficiencias operativas, así como, la continuidad de los negocios, sistemas y procesos que contribuyan a lograr sus objetivos corporativos. La utilización de tecnologías de la información en ENDESA es indispensable para la gestión de su actividad. Los sistemas de ENDESA constituyen un elemento estratégico de diferenciación respecto a las empresas del Sector, dadas las magnitudes de negocio que manejan en cuanto a complejidad técnica, volumetría, granularidad, funcionalidad y diversidad de casuística. En concreto, los principales sistemas de información de que dispone ENDESA y los procesos de negocio que soportan, son los siguientes: − Sistemas comerciales: procesos de marketing, previsión de demanda, rentabilidad, ventas, atención al cliente, gestión de reclamaciones, contratación y ciclo básico de ingresos (validación de medida, facturación, gestión del cobro y tratamiento de la deuda). − Sistemas técnicos de distribución: procesos de gestión de la red, gestión de la medida, tratamiento de nuevos suministros, planificación de la red, gestión de trabajos en campo, gestión de aparatos de medida con capacidades avanzadas de telegestión y gestión de la energía. − Sistemas de generación, gestión de la energía y renovables: procesos de gestión de combustibles, gestión de la medida, gestión de riesgos de trading, etc. − Sistemas económico-financieros: procesos de gestión económica, contabilidad, consolidación financiera y balance de la Sociedad. La gestión de la actividad de ENDESA a través de estos sistemas es clave para llevar a cabo su actividad de forma eficiente y para lograr los objetivos corporativos de ENDESA. d) Riesgos operacionales. d.1. ENDESA se enfrenta a riesgos asociados a la construcción de nuevas instalaciones de generación y distribución de electricidad. La construcción de instalaciones de generación y distribución de energía exige mucho tiempo y es altamente compleja. Ello supone que las inversiones tienen que planificarse con antelación respecto de la fecha prevista para su puesta en funcionamiento, por lo que podría ser necesario adaptar con posterioridad estas decisiones a cambios en las condiciones del mercado. Ello puede implicar costes adicionales significativos no previstos que podrían afectar a la rentabilidad de este tipo de proyectos. Con carácter general, en el desarrollo de dichas instalaciones, ENDESA debe obtener permisos y autorizaciones de las Administraciones correspondientes, adquirir terrenos o firmar contratos de arrendamiento, suscribir contratos de abastecimiento de equipos, de construcción, y de explotación y mantenimiento, suscribir contratos de suministro de combustible y de transporte, firmar acuerdos de consumo y obtener la financiación suficiente para hacer frente a sus necesidades de capital y deuda. 69 El Plan Estratégico 2022-2024 aprobado por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y presentado al mercado el 25 de noviembre de 2021 contempla un objetivo de inversión, neta de subvenciones y de activos cedidos por clientes, de 7.500 millones de euros en el periodo 2022-2024. Entre los factores que pueden influir en la capacidad de ENDESA para construir nuevas instalaciones cabe citar, entre otros: − Retrasos en la obtención de aprobaciones normativas, incluidos los permisos medioambientales; − Reducciones o variaciones en el precio de los equipos, materiales o mano de obra; − Oposición de grupos locales, grupos políticos u otros grupos de interés; − Cambios adversos en el entorno político y en la normativa medioambiental; − Condiciones meteorológicas adversas, catástrofes naturales, accidentes y demás sucesos imprevistos, que pueden retrasar la finalización de plantas o subestaciones de energía; − Incumplimiento de los proveedores de las condiciones contractuales pactadas; e − Incapacidad para obtener financiación en condiciones satisfactorias para ENDESA. Cualquiera de estos factores puede provocar demoras en la finalización o inicio de los proyectos de construcción y puede incrementar el coste de los proyectos previstos. Además, si ENDESA no es capaz de completar los proyectos previstos, los costes derivados de ellos podrían no ser recuperables. Por tanto, ENDESA se enfrenta a problemas relacionados con el desarrollo y la construcción de nuevas instalaciones, y por tanto su negocio, resultados, situación financiera y flujos de caja podrían verse negativamente afectados. La información relativa a las inversiones realizadas en el ejercicio 2021 se incluye en las Notas 20.1 y 23.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 y en el Apartado 10.5 de este Informe de Gestión Consolidado. La información relativa al plan de inversiones de ENDESA se incluye en el Apartado 4.2 de este Informe de Gestión Consolidado. d.2. La actividad de ENDESA puede verse afectada por fallos, averías, problemas en la realización de los trabajos previstos, u otros problemas sobrevenidos que provoquen la indisponibilidad no programada y por otros riesgos operacionales. Para el desarrollo de sus actividades ENDESA dispone de un gran volumen de activos relacionados con sus actividades que comprenden, entre otros: − Generación de energía: A 31 de diciembre de 2021, la potencia neta total instalada de ENDESA en España asciende a 21.140 MW, de los que 16.800 MW se hallaban en el Sistema Eléctrico Peninsular y 4.340 MW en los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla (véanse Apartados 2.4 y 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). − Distribución de energía: A 31 de diciembre de 2021, ENDESA distribuye electricidad en 24 provincias españolas de 8 Comunidades Autónomas y en la Ciudad Autónoma de Ceuta, con una extensión total de 195.794 km 2 y una población cercana a los 21 millones de habitantes. La energía total distribuida por las redes de ENDESA alcanzó los 131.090 GWh en el ejercicio 2021 (véanse Apartados 2.4 y 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). − Comercialización de energía: A 31 de diciembre de 2021, ENDESA tiene casi 12 millones de clientes de electricidad y gas (véanse Apartados 2.4 y 9.1 de este Informe de Gestión Consolidado). ENDESA está expuesta a riesgos de averías o accidentes que temporalmente interrumpan el funcionamiento de las centrales o interrumpan el servicio a los clientes. Para mitigar estos riesgos existen estrategias de 70 prevención y protección, incluyendo técnicas predictivas y preventivas de mantenimiento en línea con las mejores prácticas internacionales. ENDESA no puede asegurar que durante el desarrollo de las actividades no se puedan producir pérdidas directas o indirectas, ocasionadas por procesos internos inadecuados, fallos tecnológicos, errores humanos o ciertos sucesos externos, tales como accidentes en instalaciones, conflictos laborales y sucesos naturales. Estos riesgos y peligros pueden ocasionar explosiones, inundaciones u otros supuestos que pueden provocar una pérdida total de las instalaciones de generación y distribución de energía, o daños, deterioros o destrucción de las instalaciones de ENDESA o de terceros, daños medioambientales, retrasos en la generación eléctrica y la interrupción parcial o total de la actividad. El acaecimiento de alguno de estos sucesos podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. d.3. La cobertura de seguros y garantías de ENDESA podría no ser adecuada o podría no cubrir todos los daños. ENDESA trata de obtener una cobertura de seguros adecuada en relación con los principales riesgos asociados a su negocio, incluyendo daños propios, responsabilidad civil general, responsabilidad medioambiental y centrales nucleares y es posible que la cobertura de seguros no se encuentre disponible en el mercado en términos comercialmente razonables. Es posible, asimismo, que las cantidades por las que ENDESA está asegurada sean insuficientes para asumir las pérdidas en su totalidad. En el caso de que exista una pérdida parcial o total en las instalaciones de ENDESA o en otros activos, o una interrupción de sus negocios, los fondos que ENDESA reciba de su seguro pueden no ser suficientes para cubrir la íntegra reparación o sustitución de los activos o las pérdidas sufridas. Además, en el supuesto de una pérdida total o parcial de las instalaciones de ENDESA o de otros activos, parte del equipo puede no ser fácilmente sustituible, dado su elevado valor o su especificidad, que puede no estar fácil o inmediatamente disponible. En el mismo sentido, la cobertura de garantías en relación con dicho equipo o las limitaciones en la capacidad para sustituir el equipo puede interrumpir u obstaculizar las operaciones de ENDESA o retrasar de modo significativo el curso ordinario de las operaciones. En consecuencia, todo ello podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. Asimismo, los contratos de seguros de ENDESA se encuentran sometidos a una constante revisión por parte de sus aseguradoras. De este modo, es posible que ENDESA no sea capaz de mantener sus contratos de seguro en términos semejantes a los actualmente en vigor para hacer frente a eventuales aumentos de primas o a coberturas que devienen inaccesibles. Si ENDESA no pudiese repercutir un eventual aumento en las primas, estos costes adicionales podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. d.4. El éxito del negocio de ENDESA depende de la continuidad de los servicios prestados por la Dirección de la Sociedad y por los trabajadores clave de ENDESA. Para el desarrollo de sus actividades ENDESA, contaba a 31 de diciembre de 2021 con una plantilla de 9.258 empleados. Para que ENDESA pueda continuar manteniendo su posición en el Sector, necesita garantizar la gestión del talento, en especial en lo referido a las competencias digitales. El mercado del trabajo cualificado es altamente competitivo y ENDESA debe ser capaz de lograr con éxito la contratación de personal adicional cualificado y de reemplazar al personal saliente con trabajadores suficientemente cualificados y eficaces. Una incapacidad para retener o atraer al personal esencial podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. La información relativa a la plantilla, atracción y retención de talento, formación, liderazgo y desarrollo de las personas se incluye en el Apartado 14 de este Informe de Gestión Consolidado. 71 d.5. ENDESA considera la Salud y Seguridad Laboral (SSL) y mantener un diálogo social fluido como objetivos prioritarios. La incapacidad de no cumplir con estos objetivos podría afectar negativamente al negocio, la imagen, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. ENDESA considera la Salud y Seguridad Laboral (SSL) un objetivo prioritario y un valor fundamental a preservar en todo momento para todos quienes trabajan para la Sociedad, sin distinción entre el personal propio y el de sus empresas colaboradoras. La integración de este objetivo en la estrategia de ENDESA se concreta en: − La implantación de las políticas de Salud y Seguridad Laboral (SSL) en todas las sociedades que integran el Grupo. − La puesta en marcha de planes específicos de trabajo. − La aplicación de un sistema único y global de observación de las conductas laborales. ENDESA desarrolla asimismo distintas iniciativas anuales, dentro de su estrategia a largo plazo, de mejora continua del nivel de Salud y Seguridad Laboral (SSL). La información relativa a la Salud y Seguridad Laboral (SSL) de ENDESA se expone en el Apartado 14.2 y en el Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado. La libertad de asociación de los trabajadores está garantizada en ENDESA y en todas aquellas empresas contratistas y proveedores con los que mantiene relación. La información relativa a Diálogo Social de ENDESA se expone en el Apartado 14.8 de este Informe de Gestión Consolidado y se detalla en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad de este Informe de Gestión Consolidado. En el ámbito de ENDESA en España cabe destacar que el 23 de enero de 2020 se suscribió el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, lo que implica que, desde dicha fecha, se dispone de un marco laboral colectivo, que adapta la regulación laboral a los nuevos requerimientos del entorno. La incapacidad de no cumplir con estos objetivos podría afectar negativamente al negocio, la imagen, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. d.6. El negocio de ENDESA podría verse negativamente afectado ante una eventual incapacidad para conservar sus relaciones con proveedores o porque la oferta de proveedores disponible fuese insuficiente en términos de cantidad y/o de calidad, así como a los fallos de proveedores para mantener las condiciones del servicio prestado, limitando las posibilidades de operatividad y continuidad del negocio. Las relaciones que mantiene actualmente ENDESA con los principales suministradores y proveedores de servicios en el sector son esenciales para el desarrollo y crecimiento de su negocio, y continuará siendo así en el futuro. Además, algunas de estas relaciones son y seguirán siendo gestionadas por ENEL, S.p.A. La dependencia de ENDESA de estas relaciones puede afectar a su capacidad para negociar contratos con dichas partes en condiciones favorables. Si bien ENDESA cuenta con una cartera de proveedores suficientemente diversificada, si alguna de estas relaciones se interrumpe o finaliza, ENDESA no puede garantizar la sustitución de ningún suministrador o proveedor de servicios relevante en el plazo adecuado o con condiciones similares. ENDESA realiza importantes compras de combustibles, materiales y servicios. En esta materia, cabe mencionar, que: − Algunas centrales térmicas han tenido un consumo muy concentrado en pocos suministradores y países, lo que supone un riesgo en caso de interrupción de suministro; 72 − Los contratos de suministro de combustibles, fundamentalmente los de gas, se encuentran en zonas con riesgo geopolítico relevante que pudiese materializarse en la interrupción del suministro; y − En el caso de las centrales de los Territorios No Peninsulares (TNP) (Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla) coinciden una situación de aislamiento geográfico y una fuerte dependencia de los combustibles líquidos. Una eventual incapacidad de ENDESA para negociar los contratos con sus proveedores en términos favorables, o si tales proveedores no son capaces de cumplir con sus obligaciones o se produce una interrupción de sus relaciones con ENDESA, siendo ésta incapaz de encontrar un sustituto adecuado, podría afectar negativamente a su negocio, sus resultados, su situación financiera y sus flujos de caja. En la Nota 44.6 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 se expone la información sobre la concentración de clientes y proveedores. e) Riesgo de cumplimiento. e.1. ENDESA incorpora los más altos estándares de seguridad y contingencia según el estado de la tecnología, de tal manera que se garantice la protección de los datos personales. En la construcción y operación de los sistemas de información de ENDESA, la Compañía incorpora los más altos estándares de seguridad y contingencia, de tal manera que se garantice la consecución de eficiencias operativas, así como la continuidad de los negocios y procesos que contribuyan a lograr sus objetivos corporativos. Estos estándares adquieren un papel especialmente relevante ante el proceso de transformación digital en que se encuentra ENDESA, lo que conlleva una creciente exposición a potenciales ciberataques, cada vez más numerosos y complejos, y que pueden comprometer la seguridad de sus sistemas, de los datos, incluidos los de carácter personal, afectar a la continuidad de las operaciones, y en consecuencia a la calidad en la relación con sus clientes y a los resultados, situación financiera y flujos de caja de la organización. La seguridad, por tanto, se ha convertido en un tema global y estratégico. A este respecto, existen en ENDESA políticas, procesos, metodologías, herramientas y protocolos basados en estándares internacionales e iniciativas gubernamentales convenientemente auditados. En particular, ENDESA dispone de un modelo de actuación y gestión de la ciberseguridad, promovido por la Alta Dirección y que involucra a todas las áreas de negocio y al área responsable de la gestión de los sistemas informáticos. Este modelo se basa en la identificación, priorización y cuantificación de los riesgos de seguridad existentes, teniendo en cuenta el impacto de cada sistema en el negocio de ENDESA, y con el objetivo de adoptar las acciones de seguridad para su minimización y mitigación. e.2. Las actividades de ENDESA están sujetas a una amplia regulación medioambiental y su incapacidad para cumplir con la normativa o requisitos medioambientales en vigor o las modificaciones a la normativa o requisitos medioambientales aplicables podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. ENDESA está sujeta a la normativa medioambiental que afecta tanto al curso normal de sus operaciones como al desarrollo de sus proyectos, lo cual conlleva riesgos y costes. Este marco regulatorio exige la obtención previa de licencias, permisos y otras autorizaciones preceptivas, así como el cumplimiento de todos los requisitos previstos en tales licencias, permisos y autorizaciones. Como cualquier empresa regulada, ENDESA no puede garantizar que: − Las normas no sean modificadas ni interpretadas de forma tal que aumenten los desembolsos necesarios para dar cumplimiento a las mismas o que no afecten de cualquier otro modo a las operaciones, instalaciones y plantas de ENDESA; − La oposición pública no genere retrasos o modificaciones de cualquier proyecto que se proponga; y − Las autoridades vayan a otorgar los permisos, autorizaciones o licencias ambientales requeridos para el desarrollo de nuevos proyectos. 73 Adicionalmente, ENDESA está expuesta a riesgos medioambientales inherentes a su negocio, que incluyen los riesgos derivados de la gestión de residuos, vertidos y emisiones de las unidades de producción eléctrica, particularmente de las centrales nucleares. ENDESA puede ser declarada responsable por daños al medioambiente, por daños a sus empleados o terceros, o por otro tipo de daños asociados a sus instalaciones de generación, suministro y distribución de energía, así como a las actividades de terminales portuarias. Si bien las instalaciones están preparadas para cumplir con los requisitos ambientales de aplicación, ENDESA no puede asegurar que vaya a poder cumplir en todo momento con los requisitos exigidos, ni que vaya a poder evitar multas, sanciones administrativas o de otro tipo, sanciones y gastos asociados a cuestiones de cumplimiento, incluyendo los relacionados con la gestión de residuos, vertidos y emisiones de las unidades de producción eléctrica. El incumplimiento de esta normativa puede dar lugar a responsabilidades, así como a multas, daños, sanciones y gastos, incluido, en su caso, el cierre de instalaciones. Las autoridades gubernamentales pueden además imponer cargas o impuestos a las partes responsables para garantizar las obligaciones de reembolso. En caso de que ENDESA fuese acusada de un incumplimiento de la normativa medioambiental, su negocio, resultados, situación financiera y flujos de caja podrían resultar negativamente afectados. En este sentido, ENDESA tiene suscritos los siguientes seguros: − Un seguro de responsabilidad medioambiental que cubre, hasta un máximo de 150 millones de euros, reclamaciones derivadas de contaminación. − Un seguro de responsabilidad civil general que cubre reclamaciones derivadas de daños a terceros o a sus bienes hasta un máximo de 250 millones de euros, elevándose dicha cobertura hasta 900 millones de euros en las centrales hidroeléctricas. − En cumplimiento de las disposiciones legales en vigor en España y ajustándose a lo dispuesto por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, la Sociedad tiene asegurados los riesgos a terceros por accidente nuclear que puedan surgir en la explotación de sus centrales hasta 700 millones de euros. Por encima de dicho importe, se estaría a lo dispuesto en los Convenios Internacionales firmados por el Estado Español. Además, las centrales nucleares disponen de un seguro de daños propios incluyendo los producidos a las existencias de combustible, así como los originados por avería de maquinaria con un límite de cobertura de 1.500 millones de dólares estadounidenses (USD) para cada central. Con fecha 28 de mayo de 2011 se publicó la Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos que eleva la responsabilidad del operador a 1.200 millones de euros, permitiendo al operador garantizar tal responsabilidad por varios medios. Esta Norma entrará en vigor el 1 de enero de 2022, tras la ratificación conjunta por parte de los Estados Miembros de los Protocolos de 12 de febrero de 2004, por los que se modifican el Convenio de Paris de Responsabilidad Civil por daños Nucleares y el Convenio de Bruselas complementario del anterior. La cobertura de responsabilidad civil nuclear contratada por ENDESA dispondrá del límite de 1.200 millones de euros exigido desde el próximo 1 de enero de 2022. No obstante, es posible que ENDESA sea objeto de reclamaciones por daños a terceros. Si ENDESA tuviese que responder por daños generados por sus instalaciones por sumas superiores a la cobertura de su seguro, o por daños que excedan del perímetro cubierto por el seguro, su actividad, situación financiera, resultados y flujos de caja podrían verse negativamente afectados. ENDESA está sujeta al cumplimiento de la normativa relativa a emisiones de contaminantes, y sobre el almacenamiento y tratamiento de residuos de combustibles procedentes de plantas nucleares. Es posible que, en el futuro, la Sociedad esté sujeta a una normativa medioambiental aún más restrictiva. La aprobación de la nueva normativa ha exigido en el pasado, y podría exigir en el futuro, un desembolso importante en inversiones de capital para dar cumplimiento a las exigencias legales. ENDESA no puede predecir el incremento en sus inversiones en capital o el aumento en costes operativos u otros gastos en los que tenga que incurrir para dar cumplimiento a todos los requisitos y normativas medioambientales. Tampoco puede prever si dichos costes podrán trasladarse a terceros. De este modo, los costes asociados al cumplimiento de la normativa aplicable podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. 74 La información relativa a los sistemas de gestión ambiental de ENDESA se incluye en el Apartado 12.2.1 de este Informe de Gestión Consolidado. e.3. Las infracciones históricas o futuras de las leyes de defensa de la competencia podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. ENDESA se encuentra sujeta a normas de defensa de la competencia en los mercados en los que opera. Las infracciones, especialmente en España donde se encuentra el principal mercado de ENDESA, podrían dar lugar al inicio de procedimientos legales contra ENDESA. ENDESA ha sido, es y podría llegar a ser objeto de investigaciones y procedimientos legales sobre cuestiones relativas a la defensa de la competencia. Las investigaciones por violaciones de leyes de defensa de la competencia suelen prolongarse durante varios años y pueden estar sometidas a normas que impiden la divulgación de información. Además, las infracciones de dichas normas pueden dar lugar a multas y otro tipo de sanciones, las cuales podrían afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. La información relativa a litigios y arbitrajes se expone en la Nota 53 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. La estrategia de crecimiento de ENDESA ha incluido tradicionalmente, y continúa incluyendo, operaciones de adquisición que se encuentran sometidas a diversas normas de defensa de la competencia. Dicha normativa puede afectar a la capacidad de ENDESA de desarrollar operaciones estratégicas (véase Apartado 8.1 de este Informe de Gestión Consolidado). e.4. ENDESA es parte en procedimientos judiciales y arbitrajes. ENDESA es parte en diversos procedimientos legales relacionados con su negocio, entre los que se incluyen contenciosos de naturaleza tributaria, regulatoria y de defensa de la competencia. También está siendo o puede ser objeto de inspecciones y comprobaciones de carácter tributario. En general, ENDESA está expuesta a reclamaciones de terceros en todos los órdenes jurisdiccionales (penal, civil, mercantil, social y contencioso-administrativo) y a arbitrajes nacionales e internacionales. ENDESA realiza su mejor estimación para dotar sus provisiones por contingencias legales, siempre que sea probable la necesidad de hacer frente a dicha obligación y que se pueda cuantificar razonablemente su importe. Sin embargo, ENDESA no puede garantizar que tendrá éxito en todos los procedimientos en los que se espera un resultado positivo, ni que una decisión desfavorable no afecte negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. Asimismo, la Sociedad no puede asegurar que no será objeto de nuevos procedimientos legales en el futuro que, de ser resueltos de manera desfavorable, no tengan un impacto adverso en su actividad, resultado de las operaciones, situación financiera o flujos de caja. La información relativa a litigios y arbitrajes se expone en la Nota 53 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. e.5. Con carácter general, ENDESA podría estar afectada por riesgos fiscales derivados bien de una posible interpretación de la norma por parte de las Autoridades Tributarias distinta a la adoptada por la Sociedad o bien por una incorrecta percepción por parte de terceros de la posición fiscal adoptada por la Sociedad. Actualmente, los riesgos fiscales a gestionar y controlar son aquellos derivados de las incertidumbres originadas bien por la posibilidad de que las Autoridades Fiscales exijan cantidades adicionales a ENDESA de las consideradas debidas (ya sea por falta de presentación de declaraciones o por una diferente interpretación de la normativa de aplicación) o bien por el riesgo de la incorrecta percepción o valoración por parte de terceros de hechos de naturaleza fiscal que le sean errónea o injustamente imputados a la Sociedad. En el ejercicio 2021, la contribución tributaria total de ENDESA ascendió a 3.009 millones de euros, de este importe, el 41% corresponde con impuestos soportados que representan un coste para ENDESA y el 59% se refiere a impuestos recaudados por ENDESA, por la realización de su actividad económica. España ha sido 75 la jurisdicción donde ENDESA más ha contribuido al pago de impuestos, representando más de un 89% del total de impuestos pagados y recaudados en el ejercicio 2021. La información relativa a la contribución fiscal de ENDESA se detalla en el Apartado 9.3 y el Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado. Respecto al marco de situación de ENDESA en cuanto a riesgos fiscales destacar: − Los periodos abiertos a revisión por parte de las Autoridades Tributarias e Inspecciones relevantes del periodo y sus efectos (véase Nota 3.2o de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021); y − Los litigios tributarios relevantes que son susceptibles de generar una contingencia (véase Nota 53 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). ENDESA mitiga la ocurrencia de estos riesgos a través de: − El cumplimiento de su Política de Gestión y Control de Riesgos Fiscales (véase Apartado 6.1 de este Informe de Gestión Consolidado) que es el documento base del Sistema de Gestión de Compliance Tributario que la Sociedad tiene implementado; − Su adhesión al sistema de cumplimiento cooperativo, plasmado en el Código de Buenas Prácticas Tributarias y en la presentación anual ante la Administración Tributaria del Informe de Trasparencia Fiscal https://www.endesa.com/es/nuestro-compromiso/transparencia; y − Esta adhesión implica que ENDESA se compromete voluntariamente frente a la Administración Tributaria al fomento de las buenas prácticas que conduzcan a la reducción de riesgos fiscales significativos y a la prevención de aquellas conductas susceptibles de generarlos. A pesar de este firme compromiso, cualquier cambio en la interpretación de la normativa tributaria por parte de la Administración Tributaria o de los Tribunales Administrativos o de Justicia puede impactar en el cumplimiento de las obligaciones fiscales de ENDESA, siendo susceptible de afectar a sus negocios, resultados, situación financiera y flujos de caja. e.6. ENDESA podría ser declarada responsable de la deuda tributaria del Impuesto sobre Sociedades y del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) correspondiente al Grupo Fiscal del que forma o ha formado parte. Desde el ejercicio 2010, ENDESA tributa en el Impuesto sobre Sociedades español bajo el régimen de consolidación fiscal, integrada en el Grupo número 572/10 del que ENEL, S.p.A. es la Sociedad Dominante y ENEL Iberia, S.L.U. la entidad representante en España. Asimismo, desde enero de 2010, ENDESA forma parte del Grupo de consolidación del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) español número 45/10, del que ENEL Iberia, S.L.U. es Sociedad Dominante. Hasta el ejercicio 2009, ENDESA tributaba en consolidación fiscal, como Sociedad Dominante, tanto en el Impuesto sobre Sociedades (Grupo número 42/1998) como en el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) (Grupo número 145/08). Adicionalmente, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE), filial 100% controlada por ENDESA, tributaba desde 2010 hasta 2016 bajo el régimen de consolidación fiscal, integrada en el Grupo número 574/10 del que ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) era la Sociedad Dominante. A partir del 1 de enero de 2017, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) pasó a tributar dentro del Grupo Fiscal número 572/10 del que ENEL, S.p.A. es su Sociedad Dominante y ENEL Iberia, S.L.U. la entidad representante en España. Asimismo, tras la toma de control por parte de ENDESA de la Sociedad Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A., sobre la que, a 31 de diciembre de 2021, ostenta una participación del 96,41% del capital social, se incorporó el Grupo Consolidado Fiscal con número 21/02 compuesto por las tres sociedades siguientes: Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. (como Sociedad dominante y representante del Grupo Consolidado Fiscal), Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia, S.A.U. y Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Distribución, S.A.U. 76 Bajo el régimen de consolidación fiscal del Impuesto sobre Sociedades y el régimen del grupo de entidades del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA), todas las sociedades del Grupo de consolidación fiscal responden solidariamente del pago de la deuda tributaria que le es imputable al Grupo. Esto incluye determinadas sanciones derivadas del incumplimiento de ciertas obligaciones específicas impuestas bajo el régimen del Grupo de entidades del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA). Como consecuencia de ello, ENDESA es responsable solidaria del pago de la deuda tributaria de los demás miembros de los Grupos de consolidación fiscal a los que pertenece o ha pertenecido en todos los periodos impositivos todavía abiertos a inspección. Igualmente, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) lo es respecto de los demás miembros del Grupo de consolidación fiscal al que ha pertenecido y Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. respecto de los suyos. Aunque ENDESA o, en su caso, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) o Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A., tengan derecho de repetición contra el resto de los miembros del Grupo de consolidación fiscal correspondiente, cualquiera de ellas podría ser declarada responsable solidaria en el caso de que surgiese alguna deuda tributaria pendiente que no haya sido debidamente atendida por algún otro miembro de los Grupos de consolidación fiscal de los que ENDESA o, en su caso, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) o Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A., forma o ha formado parte. Cualquier pasivo fiscal material podría suponer un efecto adverso para el negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. e.7. El Grupo ENEL controla la mayoría del capital social de ENDESA y los derechos de voto de ENDESA, y los intereses del Grupo ENEL pueden diferir de los intereses de ENDESA. A 31 de diciembre de 2021 el Grupo ENEL, a través de ENEL Iberia, S.L.U. posee un 70,1% del capital social de ENDESA, S.A. y de los derechos de voto, lo que le concede la posibilidad de designar la mayoría de los miembros del Consejo de Administración de ENDESA, S.A. y, por lo tanto, de controlar la dirección del negocio y sus políticas de gestión. Los intereses del Grupo ENEL pueden diferir de los intereses de ENDESA o de los de otros accionistas de ésta última. Además, tanto el Grupo ENEL como ENDESA compiten en el mercado europeo de la energía eléctrica. No es posible asegurar que los intereses del Grupo ENEL coincidirán con los intereses de los demás accionistas de ENDESA o que el Grupo ENEL actuará en favor de los intereses de ENDESA. La información relativa a saldos y transacciones con partes vinculadas se expone en la Nota 49 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. f) Riesgo de Gobierno Corporativo y Cultura. f.1. ENDESA está expuesta al riesgo de imagen y reputación. ENDESA está expuesta a la opinión y percepción proyectada sobre diferentes grupos de interés. Dicha percepción puede verse deteriorada por eventos producidos por la Sociedad o por terceros sobre los que se tenga poco o ningún control. En caso de producirse dicho deterioro, a medio plazo podría implicar un perjuicio económico para la Sociedad derivado, entre otros factores, de mayores exigencias por parte de los reguladores, mayores costes de financiación o mayores esfuerzos comerciales en la captación de clientes. Si bien ENDESA realiza una labor activa en la identificación y seguimiento de potenciales eventos reputacionales y grupos de interés afectados y la transparencia forma parte de su política de comunicación, no puede asegurar que pudiera ser objeto de un deterioro de su imagen o reputación que, de ser resuelto de modo desfavorable, no tenga un impacto adverso en su actividad, resultado de las operaciones, situación financiera o flujos de caja. Además, ENDESA no puede asegurar que mantendrá relaciones satisfactorias y una constante comunicación con los proveedores, consumidores y usuarios y con las asociaciones que a éstos representan, por lo que una alteración en estas relaciones podría conllevar una publicidad negativa, con una pérdida importante de clientes, y todo ello podría afectar negativamente al negocio, los resultados, la situación financiera y los flujos de caja de ENDESA. 77 4 RENDIMIENTO Y MÉTRICAS 78 7. Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs). A continuación se describen las medidas alternativas de rendimiento de ENDESA y su importe en los ejercicios 2021 y 2020: Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Unidad Definición Conciliación de Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Relevancia de su Uso 2021 2020 Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) M€ Ingresos - Aprovisionamientos y Servicios+- Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas + Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo - Gastos de Personal - Otros Gastos Fijos de Explotación + Otros Resultados 4.278 M€ = 20.899 M€ - 15.364 M€ + 543 M€ + 320 M€ - 916 M€ - 1.239 M€ + 35 M€ 3.809 M€ = 17.050 M€ - 11.069 M€ + 25 M€ + 275 M€ - 1.147 M€ - 1.351 M€ + 26 M€ Medida de rentabilidad operativa sin tener en consideración los intereses, impuestos, provisiones y amortizaciones Resultado de Explotación (EBIT) M€ Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) - Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro 1.956 M€ = 4.278 M€ - 2.322 M€ 1.912 M€ = 3.809 M€ - 1.897 M€ Medida de rentabilidad operativa sin tener en consideración los intereses e impuestos Resultado Neto M€ Resultado Neto de la Sociedad Dominante 1.435 M€ 1.394 M€ Medida de resultado del periodo Resultado Ordinario Neto M€ Resultado Ordinario Neto = Resultado Neto de la Sociedad Dominante - Resultado Neto en Ventas de Activos no Financieros (superiores a 10 millones de euros) - Pérdidas Netas por Deterioro de Activos no Financieros (superiores a 10 millones de euros) - Dotación Inicial Neta de Gastos de Personal por Planes de Reestructuración de Plantilla relativos al Plan de Descarbonización y a la Digitalización de Procesos - Gastos Netos correspondientes al Plan de Responsabilidad Pública por la Crisis Sanitaria COVID-19 1.902 M€ = 1.435 M€ - 22 M€ + 489 M€ + 0 M€ + 0 M€ 2.132 M€ = 1.394 M€ - 0 M€ + 266 M€ + 450 M€ + 22 M€ Medida de resultado del periodo aislando los efectos extraordinarios superiores a 10 millones de euros Margen de Contribución M€ Ingresos - Aprovisionamientos y Servicios +- Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas 6.078 M€ = 20.899 M€ - 15.364 M€ + 543 M€ 6.006 M€ = 17.050 M€ - 11.069 M€ + 25 M€ Medida de rentabilidad operativa considerando los costes directos variables de producción Aprovisionamientos y Servicios M€ Compras de Energía + Consumo de Combustibles + Gastos de Transporte + Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios 15.364 M€ = 7.603 M€ + 1.607 M€ + 4.425 M€ + 1.729 M€ 11.069 M€ = 3.322 M€ + 1.100 M€ + 5.000 M€ + 1.647 M€ Bienes y servicios destinados a la producción Resultado Financiero Neto M€ Ingreso Financiero - Gasto Financiero +- Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados +- Diferencias de Cambio Netas (31) M€ = 163 M€ - 177 M€ - 11 M€ - 6 M€ (158) M€ = 25 M€ - 191 M€ - 4M€ + 12 M€ Medida del coste financiero Gasto Financiero Neto M€ Ingreso Financiero - Gasto Financiero +- Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados (25) M€ = 163 M€ - 177 M€ - 11 M€ (170) M€ = 25 M€ - 191 M€ - 4 M€ Medida del coste financiero Inversiones Netas M€ Inversiones Brutas - Instalaciones Cedidas y Subvenciones de Capital 2.229 M€ = 2.432 M€ - 203 M€ 1.711 M€ = 1.846 M€ - 135 M€ Medida de la actividad de inversión Rentabilidad Ordinaria sobre el Patrimonio Neto % Resultado Ordinario Neto de la Sociedad Dominante / ((Patrimonio Neto Sociedad Dominante (n) + Patrimonio Neto Sociedad Dominante (n-1)) / 2) 29,96% = 1.902 M€ / ((5.380 + 7.315) / 2) M€ 28,42% = 2.132 M€ / ((7.315 + 7.688) / 2) M€ Medida de la capacidad de generar beneficios a partir de la inversión realizada por los accionistas Retorno Ordinario de los Activos % Resultado Ordinario Neto de la Sociedad Dominante / ((Activo Total (n) + Activo Total (n-1)) / 2) 5,28% = 1.902 M€ / ((39.968 + 32.062) / 2) M€ 6,66% = 2.132 M€ / ((32.062 + 31.981) / 2) M€ Medida de la rentabilidad del negocio Rentabilidad Económica % Resultado de Explotación (EBIT) / ((Inmovilizado Material (n) + Inmovilizado Material (n-1)) / 2) 9,00% = 1.956 M€ / ((22.097 + 21.354) / 2) M€ 8,96% = 1.912 M€ / ((21.354 + 21.329) / 2) M€ Medida de la capacidad generadora de renta de los activos o capitales invertidos Retorno del Capital Empleado (ROCE) % Resultado de Explotación Después de Impuestos / (((Activo no Corriente (n) + Activo no Corriente (n-1)) / 2) + ((Activo Corriente (n) + Activo Corriente (n-1)) / 2))) 4,11% = 1.481 M€ / (((28.316 + 25.828) / 2) + ((11.652 + 6.234) / 2))) M€ 4,68% = 1.497 M€ / (((25.828 + 25.881) / 2) + ((6.234 + 6.100 / 2))) M€ Medida de la rentabilidad del capital empleado Retorno sobre el Capital Invertido (RCI) % Resultado de Explotación Después de Impuestos / (Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante + Deuda Financiera Neta) 10,44% = 1.481 M€ / (5.380 + 8.806) M€ 10,57% = 1.497 M€ / (7.315 + 6.853) M€ Medida de la rentabilidad del capital invertido Fondos Procedentes de Operaciones M€ Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación - Cambios en el Capital Corriente - Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 3.301 M€ = 2.621 M€ + 1.000 M€ - 320 M€ 3.089 M€ = 2.951 M€ + 413 M€ - 275 M€ Medida de la caja generada por el negocio de la empresa que queda disponible para realizar inversiones, amortizar deuda y repartir dividendos a los accionistas Gastos por Intereses M€ Pagos de Intereses 152 M€ 152 M€ Medida de los pagos de intereses Resultado Ordinario Neto por Acción € Resultado Ordinario Neto de la Sociedad Dominante / Número de Acciones al Cierre del Periodo 1,7965 € = 1.902 M€ / 1.058.752.117 acciones 2,0136 € = 2.132 M€ / 1.058.752.117 acciones Medida de la porción del resultado ordinario neto que corresponde a cada una de las acciones en circulación al cierre del periodo Resultado Neto por Acción € Resultado Neto de la Sociedad Dominante / Número de Acciones al Cierre del Periodo 1,355 € = 1.435 M€ / 1.058.752.117 acciones 1,317 € = 1.394 M€ / 1.058.752.117 acciones Medida de la porción del resultado neto que corresponde a cada una de las acciones en circulación al cierre del periodo Cash Flow por Acción € Flujo Neto de Efectivo de las Actividades de Explotación / Número de Acciones al Cierre del Periodo 2,476 € = 2.621 M€ / 1.058.752.117 acciones 2,787 € = 2.951 M€ / 1.058.752.117 acciones Medida de la porción de los fondos generados que corresponde a cada una de las acciones en circulación al cierre del periodo M€ = millones de euros; € = euros. n = 31 de diciembre del ejercicio sobre el que se realiza el cálculo. n-1 = 31 de diciembre del ejercicio anterior al que se realiza el cálculo. 79 Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Unidad Definición Conciliación de Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Relevancia de su Uso 2021 2020 Rentabilidad para el Accionista % (Cotización al Cierre del Periodo - Cotización al Inicio del Periodo + Dividendo Bruto Pagado en el Ejercicio) / Cotización al Inicio del Periodo (0,61%) = (20,200 € - 22,350 € + 2,0136 €) / 22,350 € 0,15% = (22,350 € - 23,790 € + 1,475 €) / 22,350 € Medida de la relación existente entre la cantidad invertida en una acción y el resultado económico proporcionado, la cual incluye tanto el efecto del incremento del precio de la acción como el del dividendo bruto recibido en caja (sin considerar su reinversión) Pay-Out Ordinario Consolidado % (Dividendo Bruto por Acción * Número de Acciones al Cierre del Periodo) / Resultado Ordinario Neto atribuible a la Sociedad Dominante en las Cuentas Anuales Consolidadas 80,0% = (1,4372 € * 1.058.752.117 acciones) / 1.902 M€ 100,0% = (2,0136 € * 1.058.752.117 acciones) / 2.132 M€ Medida de la parte del resultado ordinario obtenido que se destina a remunerar a los accionistas mediante el pago de dividendos (Grupo Consolidado) Pay-Out Consolidado % (Dividendo Bruto por Acción * Número de Acciones al Cierre del Periodo) / Resultado del Ejercicio atribuible a la Sociedad Dominante en las Cuentas Anuales Consolidadas 106,0% = (1,4372 € * 1.058.752.117 acciones) / 1.435 M€ 152,9% = (2,0136 € * 1.058.752.117 acciones) / 1.394 M€ Medida de la parte del beneficio obtenido que se destina a remunerar a los accionistas mediante el pago de dividendos (Grupo Consolidado) Pay-Out Individual % (Dividendo Bruto por Acción * Número de Acciones al Cierre del Periodo) / Resultado del Ejercicio de ENDESA, S.A. 261,9% = (1,4372 € * 1.058.752.117 acciones) / 581 M€ 91,5% = (2,0136 € * 1.058.752.117 acciones) / 2.330 M€ Medida de la parte del beneficio obtenido que se destina a remunerar a los accionistas mediante el pago de dividendos (Sociedad Individual) M€ = millones de euros; € = euros. Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Unidad Definición Conciliación de Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Relevancia de su Uso 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Deuda Financiera Neta (1) M€ Deuda Financiera no Corriente + Deuda Financiera Corriente + Derivados de Deuda Registrados en Pasivo - Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes - Derivados de Deuda Registrados en Activo – Garantías Financieras Registradas en Activo 8.806 M€ = 7.211 M€ + 3.167 M€ + 14 M€ - 703 M€ - 7 M€ - 876 M€ 6.853 M€ = 5.901 M€ + 1.372 M€ + 36 M€ - 403 M€ - 7 M€ - 46 M€ Deuda financiera, a corto y largo plazo, menos el valor de la caja y de las inversiones financieras equivalentes a efectivo y de las garantías financieras de activo. Financiación Sostenible % Deuda Financiera Bruta Sostenible / Deuda Financiera Bruta 60% = 6.268M€ / 10.378 M€ 45% = 3.264 M€ / 7.273 M€ Medida del peso de la deuda financiera bruta con cláusulas de Sostenibilidad sobre el total de la deuda financiera bruta Apalancamiento % Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto 158,84% = 8.806 M€ / 5.544 M€ 91,80% = 6.853 M€ / 7.465 M€ Medida del peso de los recursos ajenos en la financiación de la actividad empresarial Ratio de Endeudamiento % Deuda Financiera Neta / (Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta) 61,37% = 8.806 M€ / (5.544 M€+ 8.806 M€) 47,86% = 6.853 M€ / (7.465 M€ + 6.853 M€) Medida del peso de los recursos ajenos en la financiación de la actividad empresarial Vida Media de la Deuda Financiera Bruta N. º de Años (Principal * Número de Días de Vigencia) / (Principal Vigente al Cierre del Periodo * Número de Días del Periodo) 4,4 años = 45.718 / 10.373 4,6 años = 33.484 / 7.268 Medida de la duración de la deuda financiera hasta su vencimiento Deuda Financiera Media Bruta M€ (Total Disposiciones o Posiciones de Deuda * Número de Días de Vigencia de cada Disposición o Posición) / (Número de Días de Vigencia Acumulados) 9.375 M€ 8.104 M€ Medida de la deuda financiera media bruta en el periodo, para el cálculo del coste medio de la deuda financiera bruta Coste Medio de la Deuda Financiera Bruta % (Coste de la Deuda Financiera Bruta) / Deuda Financiera Media Bruta 1,5% = (136 M€ / 9.375 M€) 1,7% = (139 M€ / 8.104 M€) Medida de la tasa efectiva de la deuda financiera Cobertura de Vencimientos de Deuda Nº de Meses Periodo de vencimientos (nº de meses) de la deuda vegetativa que se podría cubrir con la liquidez disponible 33 meses 17 meses Medida de la capacidad para afrontar los vencimientos de deuda Ratio de Liquidez Na Activo Corriente / Pasivo Corriente 0,74 = 11.652 M€ / 15.822 M€ 0,73 = 6.234 M€ / 8.555 M€ Medida de la capacidad para afrontar los compromisos a corto plazo Ratio de Solvencia Na (Patrimonio Neto + Pasivo no Corriente) / Activo no Corriente 0,85 = (5.544 M€ + 18.602 M€) / 28.316 M€ 0,91 = (7.465 M€ + 16.042 M€) / 25.828 M€ Medida de la capacidad para hacer frente a las obligaciones Ratio de Cobertura de la Deuda Na Deuda Financiera Neta / Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) 2,06 = 8.806 M€ / 4.278 M€ 1,80 = 6.853 M€ / 3.809 M€ Medida del importe de flujo de efectivo disponible para atender los pagos del principal de la deuda financiera Activos Fijos M€ Inmovilizado Material + Inversiones Inmobiliarias + Activo Intangible + Fondo de Comercio 24.156 M€ = 22.097 M€ + 55 M€ + 1.542 M€ + 462 M€ 23.273 M€ = 21.354 M€ + 58 M€ + 1.399 M€ + 462 M€ Bienes de la Sociedad, ya sean tangibles o intangibles, no convertibles en liquidez a corto plazo, necesarios para el funcionamiento de la Sociedad y no destinados para la venta 80 Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Unidad Definición Conciliación de Medidas Alternativas de Rendimiento (APMs) Relevancia de su Uso 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Total Activo no Corriente Neto M€ Inmovilizado Material + Activo Intangible + Fondo de Comercio + Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación + Inversiones Inmobiliarias + Otros Activos Financieros no Corrientes + Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes + Otros Activos no Corrientes – Subvenciones – Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes – Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes - – Otros Pasivos Financieros no Corrientes - Otros Pasivos no Corrientes – Garantías Financieras registradas en Activo - Derivados de Deuda registrados en Activos y Pasivos Financieros no Corrientes 19.999 M€ = 22.097 M€ + 1.542 M€ + 462 M€ + 180 M€ + 55 M€ + 580 M€ + 774 M€ + 264 M€ - 254 M€ - 4.284 M€ - 573 M€ - 120 M€ - 690 M€ - 40 M€ + 6 M€ 19.042 M€ = 21.354 M€ + 1.399 M€ + 462 M€ + 217 M€ + 58 M€ + 534 M€ + 169 M€ + 244 M€ - 261 M€ - 4.256 M€ - 236 M€ - 1 M€ -630 M€ - 40 M€ + 29 M€ Medida del activo no corriente sin tener en consideración los activos por impuesto diferido menos del valor de los ingresos diferidos y de los otros pasivos no corrientes Total Capital Circulante Neto M€ Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores + Existencias + Otros Activos Financieros Corrientes + Instrumentos Financieros Derivados Corrientes + Activos por Impuesto sobre Sociedades Corriente + Activos por Otros Impuestos + Activos Corrientes de Contratos con Clientes - Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corrientes - Pasivos por Otros Impuestos - Instrumentos Financieros Derivados Corrientes - Otros Pasivos Financieros Corrientes - Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes – Garantías Financieras registradas en Activo - Derivados de Deuda registrados en Activo y Pasivo Corrientes - Proveedores y otros Acreedores (1.930) M€ = 5.024 M€ + 1.343 M€ + 1.817 M€ + 2.401 M€ + 76 M€+ 282 M€ + 6 M€ - 333 M€ - 452 M€ - 4.884 M€ - 34 M€ - 270 M€ - 836 M€ + 1 M€ - 6.071 M€ (881) M€ = 2.808 M€ + 1.077 M€ + 931 M€ + 467 M€ + 426 M€ + 112 M€ + 10 M€ - 512 M€ - 467 M€ - 404 M€ - 25 M€ - 274 M€ - 0 M€ - 6 M€ - 5.024 M€ Medida del activo corriente sin tener en consideración el valor de la caja y de las inversiones financieras equivalentes a efectivo menos el valor de los proveedores y otros acreedores y de los pasivos por impuesto de sociedades corriente Capital Invertido Bruto M€ Total Activo No Corriente Neto + Total Capital Circulante Neto 18.069 M€ = 19.999 M€ -1.930 M€ 18.161 M€ = 19.042 M€ - 881 M€ Total activo no corriente neto más total capital circulante neto Total Provisiones y Activos y Pasivos por Impuesto Diferido M€ - Provisiones para Pensiones y otras Obligaciones Similares - Otras Provisiones no Corrientes - Provisiones Corrientes + Activos por Impuesto Diferido - Pasivos por Impuesto Diferido (3.719) M€ = - 659 M€ - 3.325 M€ - 611 M€ + 2.362 M€ - 1.486 M€ (3.843) M€ = - 757 M€ - 2.947 M€ - 477 M€ + 1.391 M€ - 1.053 M€ Medida de las provisiones y los activos y pasivos por impuesto diferido Capital Invertido Neto M€ Capital Invertido Bruto – Total Provisiones y Activos y Pasivos por Impuesto Diferido +Activos Netos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas 14.350 M€ =18.069 M€ - 3.719 M€ + 0 M€ 14.318 M€ = 18.161 M€ - 3.843 M€ + 0 M€ Medida del capital invertido bruto más el total provisiones y activos y pasivos por impuestos diferidos y activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas Valor Contable por Acción € Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante / Número de Acciones al Cierre del Periodo 5,081 € = 5.380 M€ / 1.058.752.117 acciones 6,909 € = 7.315 M€ / 1.058.752.117 acciones Medida de la porción de los fondos propios que corresponde a cada una de las acciones al cierre del Periodo Capitalización Bursátil M€ Número de Acciones al Cierre del Periodo * Cotización al Cierre del Periodo 21.387 M€ = 1.058.752.117 acciones * 20,200 € 23.663 M€ = 1.058.752.117 acciones * 22,350 € Medida del valor de mercado de la empresa según el precio de cotización de sus acciones Price to Earning Ratio (P.E.R.) Ordinario Na Cotización al Cierre del Periodo / Resultado Ordinario Neto por Acción 11,24 = 20,200 € / 1,7965 € 11,10 = 22,350 € / 2,0136 € Medida que indica el número de veces que está contenido el resultado ordinario neto por acción en el precio de mercado de la misma Price to Earning Ratio (P.E.R.) Na Cotización al Cierre del Periodo / Resultado Neto por Acción 14,91 = 20,200 € / 1,355 € 16,97 = 22,350 € / 1,317 € Medida que indica el número de veces que está contenido el resultado neto por acción en el precio de mercado de la misma. Precio / Valor Contable Na Capitalización Bursátil / Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante 3,98 = 21.387 M€ / 5.380 M€ 3,23 = 23.663 M€ / 7.315 M€ Medida que relaciona el valor de mercado de la empresa según el precio de cotización con el valor contable M€ = millones de euros; € = euros. (1) A 31 de diciembre de 2021 ENDESA ha modificado la definición de esta medida alternativa de rendimiento (véanse Apartado 8.1 de este Informe de Gestión Consolidado y Nota 2.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). 8. Hechos Relevantes del Periodo. 8.1. Comparabilidad de la información. A 31 de diciembre de 2021, y al objeto de suministrar información en línea con la práctica de mercado, ENDESA ha adaptado la presentación de los Estados Financieros Consolidados. 81 Dicha adaptación se ha aplicado también de manera retroactiva lo que ha implicado la modificación de los Estados Financieros Consolidados correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 de manera que las cifras comparativas no coinciden con las publicadas en la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020. El detalle de las principales modificaciones realizadas se expone en la Nota 2.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 8.2. Variaciones en el perímetro de consolidación. La información relativa a cambios en el perímetro de consolidación de ENDESA se incluye en la Nota 7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 8.3. Crisis sanitaria COVID-19. La información relativa a la crisis sanitaria COVID-19 se incluye en la Nota 5.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 9. Evolución Operativa y Resultado de ENDESA en el ejercicio 2021. 9.1. Evolución operativa. Magnitudes Operativas ODS (1) Unidad Enero - Diciembre 2021 Enero - Diciembre 2020 % Var. Generación de Electricidad (2) GWh 57.592 56.269 2,4 Generación de Electricidad Renovable 7 GWh 12.794 13.415 (4,6) Capacidad Instalada Bruta MW 21.915 (3) 22.465 (4) (2,4) Capacidad Instalada Neta MW 21.140 (3) 21.652 (4) (2,4) Capacidad Instalada Neta Peninsular de Fuentes Renovables 7 MW 8.312 (3) 7.719 (4) 7,7 Capacidad Instalada Neta Territorios No Peninsulares (TNP) de Fuentes Renovables 7 MW 77 (3) 62 (4) 15,0 Energía Distribuida (5) 9 GWh 131.090 124.658 5,2 Clientes Digitalizados (6) 9 Miles 12.472 (3) 12.389 (4) 0,7 Redes de Distribución y Transporte 9 km 316.506 (3) 315.365 (4) 0,4 Usuarios Finales (7) Miles 12.359 (3) 12.291 (4) 0,6 Relación de Clientes Digitalizados (8) (%) 100 (3) 100 (4) - Ventas de Electricidad Brutas (2) GWh 87.823 88.923 (1,2) Ventas de Electricidad Netas (9) GWh 79.458 80.772 (1,6) Ventas de Gas (10) GWh 76.991 70.045 9,9 Número de Clientes (Electricidad) (11) (12) Miles 10.251 (3) 10.420 (4) (1,6) Mercado Liberalizado (13) Miles 5.878 (3) 5.690 (4) 3,3 Puntos de Recarga Eléctrica Públicos y Privados 11 Unidades 9.482 (3) 7.072 (4) 34,1 Puntos de Iluminación Pública 11 Unidades 101 (3) 100 (4) 0,9 Plantilla Final N.º de empleados 9.258 (3) 9.591 (4) (3,5) Plantilla Media N.º de empleados 9.271 9.721 (4,6) (1) Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). (2) En barras de central. (3) A 31 de diciembre de 2021. (4) A 31 de diciembre de 2020. (5) Energía suministrada a clientes, con o sin contrato, consumos auxiliares de los generadores y salidas hacia otras redes (transporte o distribuidores). (6) Contadores inteligentes activados. (7) Clientes de las sociedades distribuidoras. (8) Número de Clientes Digitalizados / Usuarios Finales (%). (9) Ventas al cliente final. (10) Sin consumos propios de generación. (11) Puntos de suministro. (12) Clientes de las sociedades comercializadoras. (13) Clientes de las sociedades comercializadoras de mercado libre 82 Generación de electricidad. La producción eléctrica de ENDESA durante el ejercicio 2021 ha sido de 57.592 GWh, un 2,4% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior, conforme al siguiente detalle: Generación de Electricidad (1) 2021 2020 % Var. GWh Porcentaje (%) GWh Porcentaje (%) Peninsular 46.536 80,8 46.142 82,0 0,9 Renovables 12.794 22,2 13.415 23,8 (4,6) Hidroeléctrica 6.122 10,6 7.681 13,6 (20,3) Eólica (2) 5.605 9,7 5.235 9,3 7,1 Fotovoltaica (3) 1.066 1,9 498 0,9 114,1 Resto 1 0,0 1 0,0 - Nuclear 25.504 44,3 25.839 45,9 (1,3) Carbón 731 1,3 1.211 2,2 (39,6) Ciclos Combinados (CCGT) 7.507 13,0 5.677 10,1 32,2 Territorios No Peninsulares (TNP) 11.056 19,2 10.127 18,0 9,2 Carbón 45 0,1 222 0,4 (79,7) Fuel-Gas 4.077 7,1 4.217 7,5 (3,3) Ciclos Combinados (CCGT) 6.934 12,0 5.688 10,1 21,9 TOTAL 57.592 100,0 56.269 100,0 2,4 (1) En barras de central. (2) En el ejercicio 2021 incluye 117 GWh correspondientes a Territorios No Peninsulares (TNP) (112 GWh en el ejercicio 2020). (3) En el ejercicio 2021 incluye 52 GWh correspondiente a Territorios No Peninsulares (TNP) (1 GWh en el ejercicio 2020). Las tecnologías no emisoras, renovables y nuclear, han representado el 66,5% del “mix” de generación peninsular de ENDESA en el ejercicio 2021 (69,8% en el ejercicio 2020), frente al 82,7% del resto del sector (80,8% en el ejercicio 2020). Capacidad instalada bruta y neta. La capacidad instalada bruta y neta de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 ha sido de 21.915 MW y de 21.140 MW, respectivamente, conforme al siguiente detalle: Capacidad Instalada Bruta 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. MW Porcentaje (%) MW Porcentaje (%) Peninsular 17.178 78,4 17.729 78,9 (3,1) Renovables (1) 8.433 38,5 7.825 34,8 7,8 Hidroeléctrica 4.790 21,9 4.793 21,3 (0,1) Eólica (2) 2.546 11,6 2.423 10,8 5,1 Fotovoltaica (3) 1.097 5,0 609 2,7 80,1 Nuclear 3.453 15,8 3.453 15,4 - Carbón 1.469 6,7 2.627 11,7 (44,1) Ciclos Combinados (CCGT) 3.823 17,4 3.824 17,0 (0,0) Territorios No Peninsulares (TNP) 4.737 21,6 4.736 21,1 0,0 Carbón 260 1,2 260 1,2 - Fuel-Gas 2.620 12,0 2.619 11,7 0,0 Ciclos Combinados (CCGT) 1.857 8,4 1.857 8,3 - TOTAL 21.915 100,0 22.465 100,0 (2,4) (1) A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la capacidad adicional ha sido de 627 MW y 391 MW, respectivamente. (2) A 31 de diciembre de 2021 incluye 40 MW correspondientes a Territorios No Peninsulares (TNP) (40 MW a 31 de diciembre de 2020). (3) A 31 de diciembre de 2021 incluye 37 MW correspondientes a Territorios No Peninsulares (TNP) (22 MW a 31 de diciembre de 2020). Capacidad Instalada Neta 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. MW Porcentaje (%) MW Porcentaje (%) Peninsular 16.877 79,8 17.388 80,3 (2,9) Renovables (1) 8.389 39,7 7.781 35,9 7,8 Hidroeléctrica 4.746 22,5 4.749 21,9 (0,1) Eólica (2) 2.546 12,0 2.423 11,2 5,1 Fotovoltaica (3) 1.097 5,2 609 2,8 80,1 Nuclear 3.328 15,7 3.328 15,4 - Carbón 1.403 6,6 2.523 11,7 (44,4) Ciclos Combinados (CCGT) 3.757 17,8 3.756 17,3 (0,0) Territorios No Peninsulares (TNP) 4.263 20,2 4.264 19,7 (0,0) Carbón 241 1,1 241 1,1 - Fuel-Gas 2.334 11,1 2.334 10,8 - Ciclos Combinados (CCGT) 1.688 8,0 1.689 7,8 (0,1) TOTAL 21.140 100,0 21.652 100,0 (2,4) (1) A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la capacidad adicional ha sido de 627 MW y 391 MW, respectivamente. (2) A 31 de diciembre de 2021 incluye 40 MW correspondientes a Territorios No Peninsulares (TNP) (40 MW a 31 de diciembre de 2020). (3) A 31 de diciembre de 2021 incluye 37 MW correspondientes a Territorios No Peninsulares (TNP) (22 MW a 31 de diciembre de 2020). 83 Ventas de electricidad y gas. Electricidad. A 31 de diciembre de 2021 el número de clientes de electricidad de ENDESA era de 10.250.657, un 1,6% inferior respecto al número de clientes existentes a 31 de diciembre de 2020, conforme al siguiente detalle: Miles Número de Clientes (Electricidad) (1) (2) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. Mercado Regulado 4.373 4.730 (7,5) Peninsular Español 3.732 4.020 (7,2) Territorios No Peninsulares (TNP) 641 710 (9,7) Mercado Liberalizado 5.878 5.690 3,3 Peninsular Español 4.561 4.444 2,6 Territorios No Peninsulares (TNP) 858 838 2,4 Fuera de España 459 408 12,5 TOTAL 10.251 10.420 (1,6) Ingresos / Puntos de Suministro (3) 1,4 1,1 - (1) Puntos de suministro. (2) Clientes de las sociedades comercializadoras. (3) Relación entre los ingresos por ventas de electricidad y el número de puntos de suministro de electricidad (Miles de euros / Punto de suministro). Las ventas brutas y netas de ENDESA al conjunto de estos clientes en el ejercicio 2021 han ascendido a un total de 87.823 GWh y 79.458 GWh, con una disminución del 1,2% y 1,6%, respectivamente, respecto al ejercicio 2020, conforme al siguiente detalle: GWh Ventas de Electricidad Brutas (1) Ventas de Electricidad Netas (2) 2021 2020 % Var. 2021 2020 % Var. Precio Regulado 12.620 13.258 (4,8) 10.705 11.342 (5,6) Mercado Liberalizado 75.203 75.665 (0,6) 68.753 69.430 (1,0) Español 64.136 65.471 (2,0) 58.541 59.800 (2,1) Fuera de España 11.067 10.194 8,6 10.212 9.630 6,0 TOTAL 87.823 88.923 (1,2) 79.458 80.772 (1,6) (1) En barras de central. (2) Ventas al cliente final Gas. A 31 de diciembre de 2021 el número de clientes de gas de ENDESA era de 1.684.369, un 0,7% superior al número de clientes existentes a 31 de diciembre de 2020, conforme al siguiente detalle: Miles Número de Clientes (Gas) (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. Mercado Regulado 232 233 (0,4) Peninsular Español 210 209 0,5 Territorios No Peninsulares (TNP) 22 24 (8,3) Mercado Liberalizado 1.452 1.440 0,8 Peninsular Español 1.250 1.252 (0,2) Territorios No Peninsulares (TNP) 70 71 (1,4) Fuera de España 132 117 12,8 TOTAL 1.684 1.673 0,7 Ingresos / Puntos de Suministro (2) 1,7 1,1 - (1) Puntos de suministro. (2) Relación entre los ingresos por ventas de gas y el número de puntos de suministro de gas (Miles de euros / Punto de suministro). Durante el ejercicio 2021 ENDESA ha vendido 76.991 GWh a clientes en el mercado de gas natural, lo que supone un aumento del 9,9% respecto al ejercicio 2020. GWh Ventas de Gas 2021 2020 % Var. Mercado Liberalizado 41.147 39.665 3,7 Mercado Regulado 1.318 1.225 7,6 Mercado Internacional 17.765 17.440 1,9 Ventas Mayoristas 16.761 11.715 43,1 TOTAL (1) 76.991 70.045 9,9 (1) Sin consumos propios de generación. 84 Distribución de electricidad. Medidas de Calidad de Suministro 2021 2020 % Var. Energía Distribuida (GWh) (1) 131.090 124.658 5,2 Pérdidas de Energía (%) (2) 7,1 7,1 - Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada (Medio) – TIEPI (Minutos) (3) 61,4 58,3 5,3 Duración de las Interrupciones en la Red de Distribución – SAIDI (Minutos) (4) 70,0 74,5 (6,0) Número de Interrupciones en la Red de Distribución – SAIFI (4) 1,4 1,4 - (1) Energía suministrada a clientes, con o sin contrato, consumos auxiliares de los generadores y salidas hacia otras redes (transporte o distribuidores). (2) Entradas de energía a la red de distribución (o energía inyectada a la red de distribución) menos la energía distribuida dividida entre las entradas de energía al distribuidor (o energía inyectada a la red de distribución). (3) Criterio Regulador Español. Incluye los datos de Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada (TIEPI) Propio, Programado y Transporte. (4) Fuente: Elaboración propia. Dato correspondiente a los últimos 12 meses. Comercialización de otros productos y servicios. Evolución negocio 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. Puntos de Recarga Eléctrica Públicos y Privados (unidades) 9.482 7.072 34,1 9.2. Análisis de resultados. El resultado neto atribuido a la Sociedad Dominante ha ascendido a 1.435 millones de euros en el ejercicio 2021 frente a los 1.394 millones de euros obtenidos en el ejercicio anterior (+2,9%). Dicho resultado incluye el registro contable, en los ejercicios 2021 y 2020, de un deterioro de valor de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 489 millones de euros y 253 millones de euros, respectivamente, al objeto de adecuar el valor neto contable de estos activos a su valor recuperable (véase Apartado 9.2.2 de este Informe de Gestión Consolidado). El resultado ordinario neto del ejercicio 2021 ha ascendido a 1.902 millones de euros, lo que supone una disminución del 10,8% respecto del ejercicio anterior. A continuación, se presenta el detalle de las magnitudes más relevantes del Estado del Resultado Consolidado de ENDESA en el ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Referencia (1) Magnitudes más Relevantes 2021 2020 Diferencia % Var. Ingresos 9 20.899 17.050 3.849 22,6 Aprovisionamientos y Servicios 10 (15.364) (11.069) (4.295) 38,8 Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas 11 543 25 518 2.072,0 Margen de Contribución (2) 6.078 6.006 72 1,2 Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 3.2b.1 y 3.2e.3 320 275 45 16,4 Gastos de Personal 12 (916) (1.147) 231 (20,1) Otros Gastos Fijos de Explotación 13 (1.239) (1.351) 112 (8,3) Otros Resultados 14 35 26 9 34,6 Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (2) 4.278 3.809 469 12,3 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros 15.1 (2.197) (1.787) (410) 22,9 Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros 15.2 (125) (110) (15) 13,6 Resultado de Explotación (EBIT) (2) 1.956 1.912 44 2,3 Resultado Financiero Neto (2) 16 (31) (158) 127 (80,4) Resultado Antes de Impuestos 1.924 1.788 136 7,6 Resultado Neto (2) 1.435 1.394 41 2,9 Resultado Ordinario Neto (2) 1.902 2.132 (230) (10,8) (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. El resultado bruto de explotación (EBITDA) del ejercicio 2021 se ha situado en 4.278 millones de euros (+12,3%). El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio 2021 ha aumentado un 2,3% respecto del mismo periodo del ejercicio anterior situándose en 1.956 millones de euros. 9.2.1. Ingresos. En el ejercicio 2021 los ingresos se han situado en 20.899 millones de euros, 3.849 millones de euros (+22,6%) superiores a los obtenidos en el ejercicio 2020. 85 A continuación, se presenta el detalle del epígrafe “Ingresos” del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Referencia (1) Ingresos 2021 2020 Diferencia % Var. Ingresos de Ventas y Prestaciones de Servicios 9.1 20.527 16.717 3.810 22,8 Otros Ingresos de Explotación 9.2 372 333 39 11,7 TOTAL 9 20.899 17.050 3.849 22,6 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Ingresos por ventas y prestaciones de servicios. A continuación, se presenta el detalle del epígrafe “Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios” del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Ventas 2021 2020 Diferencia % Var. Ventas de Electricidad 14.423 11.929 2.494 20,9 Ventas Mercado Liberalizado 9.161 8.245 916 11,1 Ventas Mercado Liberalizado Español 7.962 7.201 761 10,6 Ventas Mercados Liberalizados fuera de España 1.199 1.044 155 14,8 Ventas a Precio Regulado 2.608 1.839 769 41,8 Ventas Mercado Mayorista 2.089 579 1.510 260,8 Compensaciones de los Territorios No Peninsulares (TNP) 565 1.111 (546) (49,1) Retribución a la Inversión en Energías Renovables (25) 135 (160) (118,5) Otras Ventas de Electricidad 25 20 5 25,0 Ventas de Gas 2.898 1.817 1.081 59,5 Ventas Mercado Liberalizado 2.816 1.764 1.052 59,6 Ventas a Precio Regulado 82 53 29 54,7 Ingresos Regulados de Distribución de Electricidad 2.059 2.175 (116) (5,3) Verificaciones y Enganches 39 40 (1) (2,5) Prestación de Servicios en Instalaciones 26 14 12 85,7 Otras Ventas y Prestaciones de Servicios 1.077 736 341 46,3 Ventas relativas a Servicios de Valor Añadido 327 296 31 10,5 Cobros por Capacidad 17 20 (3) (15,0) Ventas de otras Materias Energéticas 482 145 337 232,4 Prestaciones de Servicios y otros 251 275 (24) (8,7) Ingresos por Arrendamientos 5 6 (1) (16,7) TOTAL 20.527 16.717 3.810 22,8 Ventas de electricidad a clientes del mercado liberalizado. En términos económicos, las ventas en el ejercicio 2021 en el mercado liberalizado han ascendido a 9.161 millones de euros (+11,1%) conforme al siguiente detalle: − Las ventas en el mercado liberalizado español han sido de 7.962 millones de euros, superiores en 761 millones de euros (+10,6%) respecto a las del ejercicio 2020 debido, fundamentalmente, a la evolución del precio unitario. − Los ingresos por ventas a clientes de mercados liberalizados fuera de España han ascendido a 1.199 millones de euros (+14,8%), superiores en 155 millones de euros respecto a las del mismo periodo del ejercicio anterior debido, fundamentalmente, a la evolución del precio unitario. Ventas de electricidad a precio regulado. Estas ventas han supuesto un ingreso de 2.608 millones de euros, un 41,8% superior al del ejercicio 2020 como consecuencia, fundamentalmente, del aumento del precio unitario. Ventas de electricidad en el mercado mayorista. Los ingresos por ventas al mercado mayorista en el ejercicio 2021 han ascendido a 2.089 millones de euros e incluyen, el reconocimiento, por importe de 186 millones de euros, del derecho a ser indemnizada en el importe de la internalización de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) gratuitamente asignados por el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA), que no tiene el deber jurídico de soportar 86 (véase Apartado 9.2.3 de este Informe de Gestión Consolidado y Nota 53 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Retribución a la inversión en energías renovables. En el ejercicio 2021 ENDESA incluye el reconocimiento de un ajuste negativo por desviaciones en el precio de mercado conforme al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por importe de 120 millones de euros (35 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2020). Ventas de gas. En términos económicos, los ingresos por ventas de gas en el ejercicio 2021 han ascendido a 2.898 millones de euros, 1.081 millones de euros superiores (+59,5%) a los del ejercicio 2020 conforme al siguiente detalle: − Las ventas de gas en el mercado liberalizado han sido de 2.816 millones de euros, superiores en 1.052 millones de euros (+59,6%) a las del ejercicio 2020 debido, fundamentalmente, al aumento en las unidades físicas vendidas. − Los ingresos por ventas de gas a clientes a precio regulado han ascendido a 82 millones de euros, superiores en 29 millones de euros (+54,7%) respecto a los del ejercicio anterior debido, fundamentalmente, al aumento de unidades físicas vendidas. Compensaciones de los Territorios No Peninsulares (TNP). En el ejercicio 2021 las compensaciones por los sobrecostes de la generación de los Territorios No Peninsulares (TNP), han ascendido a 565 millones de euros, lo que ha supuesto una disminución de 546 millones de euros (-49,1%) respecto al ejercicio 2020, como consecuencia, fundamentalmente, del aumento del precio medio aritmético en el mercado mayorista de electricidad. Distribución de electricidad. Durante el ejercicio 2021 ENDESA ha distribuido 131.090 GWh en el mercado español, un 5,2% más que en el ejercicio 2020. El ingreso regulado de la actividad de distribución durante el ejercicio 2021 ha ascendido a 2.059 millones de euros, lo que supone una reducción de 116 millones de euros (-5,3%) respecto al ejercicio anterior debido, entre otros aspectos, al nuevo valor de tasa de retribución financiera de aplicación desde el 1 de enero de 2021. Ventas de otras materias energéticas. Los resultados del negocio liberalizado de ENDESA están sometidos a diversos factores de riesgos, entre otros, los movimientos del precio de las “commodities” (electricidad, combustible y derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 )) y los cambios regulatorios. En el ejercicio 2021 la estrategia de coberturas de mercado logró acometer con éxito el desafío planteado por las fuertes subidas de precios acontecidas en los mercados de “commodities” para una empresa, como ENDESA, que vende volúmenes de electricidad superiores a su producción propia. La aplicación del conjunto de dichas estrategias de cobertura y comerciales permitió mantener un nivel de riesgo alineado con los objetivos estratégicos de la Compañía (véase Nota 3.2h) de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Como consecuencia de dichas políticas de riesgos las ventas de otras materias energéticas con liquidación física han aumentado 337 millones de euros debido, fundamentalmente, a la evolución de la liquidación de derivados de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) que hay que analizar, conjuntamente, con el incremento de costes de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) por importe de 359 millones de euros registrados en el epígrafe “Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios” del Estado del Resultado Consolidado. 87 La evolución de dichos epígrafes es consecuencia, entre otros aspectos, de las compras y ventas realizadas para cubrir los riesgos industriales provocados por la variabilidad del mercado y de las tecnologías que han participado en el mismo, así como por las amenazas regulatorias, y del incremento del precio medio de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) (+116,1%). Otros ingresos de explotación. A continuación, se presenta el detalle de los otros ingresos de explotación del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Referencia (1) Otros Ingresos de Explotación 2021 2020 Diferencia % Var. Imputación a Resultados de Instalaciones Cedidas de Clientes y Derechos por Acometidas de Extensión y Otros Pasivos por Contratos con Clientes 27.2 167 164 3 1,8 Imputación a Resultados de Subvenciones (2) 48 28 20 71,4 Indemnizaciones de Terceros 25 22 3 13,6 Otros 132 119 (3) 13 10,9 TOTAL 372 333 39 11,7 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Corresponde 15 millones de euros a subvenciones de capital y 33 millones de euros a subvenciones de explotación en el ejercicio 2021 (16 millones de euros y 12 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2020). En el ejercicio 2021 incluye el reconocimiento de una subvención, en Empresa Carbonífera del Sur ENCASUR, S.A.U., por importe de 10 millones de euros, concedida para cubrir costes excepcionales producidos a causa del cierre de unidades de producción de carbón incluidas en el Plan de Cierre del Reino de España, para la minería de carbón no competitiva. (3) Incluye 44 millones de euros de actualización de provisiones de desmantelamiento de las Centrales Térmicas Peninsulares Compostilla II (León) – Grupos III, IV y V y Teruel (Teruel) cuyo Cierre fue Autorizado mediante Resolución de junio de 2020. Ingresos según Taxonomía de la Unión Europea (UE). ENDESA ha clasificado sus actividades económicas de la cadena de valor en tres categorías, Elegible Alineada, Elegible No Alineada y No Elegible, de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) (véase Apartado 1.5 de este Informe de Gestión Consolidado). A continuación, se presenta el porcentaje del epígrafe “Ingresos” del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021 que corresponde a cada categoría de actividades: Millones de Euros Ingresos 2021 Importe Porcentaje (%) Actividades Elegibles Alineadas (1) 5.677 27,2 Actividades Elegibles No Alineadas 9.750 46,6 Actividades No Elegibles 5.472 26,2 TOTAL 20.899 100,0 (1) Corresponden a Generación Renovable (3,4%), Comercialización de Energía (10,6%), Comercialización de otros Productos y Servicios (1,0%) y Distribución (12,2%). En el ejercicio 2021, el 27,2% de los ingresos de ENDESA corresponden a actividades alineadas con la Taxonomía de la Unión Europea (UE), es decir, a actividades económicas que contribuyen al objetivo de mitigación del Cambio Climático sin causar daños a otros objetivos medioambientales y respetando las garantías sociales mínimas. 9.2.2. Costes de explotación. Los costes de explotación del ejercicio 2021 han ascendido a 18.943 millones de euros, con un aumento del 25,1% respecto del ejercicio anterior. 88 A continuación, se presenta el detalle de los costes de explotación del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Referencia (1) Costes de Explotación 2021 2020 Diferencia % Var. Aprovisionamientos y Servicios 15.364 11.069 4.295 38,8 Compras de Energía 10.1 7.603 3.322 4.281 128,9 Consumo de Combustibles 10.2 1.607 1.100 507 46,1 Gastos de Transporte 4.425 5.000 (575) (11,5) Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios 10.3 1.729 1.647 82 5,0 Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas 11 (543) (25) (518) 2.072,0 Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 3.2b.1 y 3.2e.3 (320) (275) (45) 16,4 Gastos de Personal 12 916 1.147 (231) (20,1) Otros Gastos Fijos de Explotación 13 1.239 1.351 (112) (8,3) Otros Resultados 14 (35) (26) (9) 34,6 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros 15.1 2.197 1.787 410 22,9 Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros 15.2 125 110 15 13,6 TOTAL 18.943 15.138 3.805 25,1 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Aprovisionamientos y servicios (costes variables). Los costes por aprovisionamientos y servicios (costes variables) del ejercicio 2021 han ascendido a 15.364 millones de euros, con un aumento del 38,8% respecto del ejercicio anterior. La evolución de estos costes en el ejercicio 2021 ha sido la siguiente: − Las compras de energía han aumentado en 4.281 millones de euros (+128,9%) hasta situarse en 7.603 millones de euros como consecuencia, fundamentalmente, del aumento del precio medio aritmético en el mercado mayorista de electricidad, que se ha situado en 111,9 €/MWh (+229,1%). Dicho epígrafe registró, en el ejercicio 2020, un importe igual a 9 millones de euros (6 millones de euros, netos de efecto fiscal) correspondiente al deterioro de las existencias de las centrales peninsulares de carbón (véase Apartado 9.2.6 de este Informe de Gestión Consolidado). − El consumo de combustibles se ha situado en 1.607 millones de euros, con un aumento de 507 millones de euros (+46,1%) debido, principalmente, a la evolución de los precios de las “commodities” (véase Apartado 5.1 de este Informe de Gestión Consolidado). − El epígrafe “Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios” del Estado del Resultado Consolidado ha ascendido a 1.729 millones de euros, superior en 82 millones de euros (+5,0%) respecto del ejercicio 2020, siendo su detalle el siguiente: Millones de Euros Referencia (1) Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios 2021 2020 Diferencia % Var. Tributos y Tasas 568 892 (324) (36,3) Impuesto a la Producción Eléctrica 151 234 (83) (35,5) Tasa por Tratamiento de Residuos Radiactivos 210 213 (3) (1,4) Tasa de Ocupación de la Vía Pública / Alumbrado 205 172 33 19,2 Tasas e Impuestos Nucleares 119 125 (6) (4,8) Impuesto Medioambiental Catalán 109 54 55 101,9 Cánones Hidráulicos (299) 30 (329) (1.096,7) Otros Tributos y Tasas 73 64 9 14,1 Bono Social 80 51 29 56,9 Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 689 330 359 108,8 Costes relativos a Servicios de Valor Añadido 184 164 20 12,2 Otros 208 210 (2) (1,0) TOTAL 10.3 1.729 1.647 82 5,0 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 89 Dicho importe incluye: − La disminución de 83 millones de euros (-35,5%) en el Impuesto a la Producción Eléctrica debido, entre otros motivos, a la prórroga de su suspensión temporal de acuerdo con el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre (véase Apartado 16 de este Informe de Gestión Consolidado). − El aumento de 55 millones de euros en el gasto relativo al impuesto sobre las instalaciones que inciden en el medioambiente en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Cataluña como consecuencia de la publicación de la Ley 5/2020, de 29 de abril, de la Generalitat de Catalunya, en el segundo trimestre de 2020. − La disminución de 329 millones de euros en el gasto relativo a Cánones Hidraúlicos como consecuencia de la devolución en el ejercicio 2021 por importe de 300 millones de euros como consecuencia de la declaración de inexigibilidad del Canon Hidráulico Estatal según Sentencia del Tribunal Supremo, de 19 de abril de 2021 (véase Apartado 9.2.3 de este Informe de Gestión Consolidado). − El incremento de 359 millones de euros (+108,8%) en el gasto de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) debido, principalmente, a la evolución del precio medio de los mismos (+116,1%). (véase Apartado 5.1 de este Informe de Gestión Consolidado). Ingresos y gastos por derivados de materias energéticas. A continuación, se presenta el detalle de los ingresos y gastos por derivados de materias energéticas del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Referencia (1) 2021 2020 Diferencia % Var. Ingresos 43.5 Ingresos por Derivados Designados de Cobertura 1.463 89 1.374 1.543,8 Ingresos por Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo (2) 1.463 89 1.374 1.543,8 Ingresos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados 6.230 536 5.694 1.062,3 Ingresos por Derivados de Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado 6.230 536 5.694 1.062,3 Total Ingresos 7.693 625 7.068 1.130,9 Gastos 43.5 Gastos por Derivados Designados de Cobertura (908) (308) (600) 194,8 Gastos por Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo (2) (908) (308) (600) 194,8 Gastos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados (6.242) (292) (5.950) 2.037,7 Gastos por Derivados de Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado (6.242) (292) (5.950) 2.037,7 Total Gastos (7.150) (600) (6.550) 1.091,7 TOTAL 543 25 518 2.072,0 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) A 31 de diciembre de 2021 incluye 35 millones de euros, negativos, de impacto en el Estado del Resultado por ineficacia (9 millones de euros, positivos, a 31 de diciembre de 2020). Dicho epígrafe incluye: − Los ingresos y los gastos correspondientes a la liquidación de los derivados, no físicos, designados contablemente como instrumento de cobertura y sobre los que se aplica contabilidad de coberturas. Los cambios en el valor razonable de dichos derivados se registran, en el caso de coberturas de flujos de efectivo, en la parte en que dichas coberturas son efectivas, en el epígrafe “Otro Resultado Global” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado. − Los ingresos y los gastos correspondientes a los cambios en el valor razonable y la liquidación de los derivados de materias energéticas que no han sido designados contablemente como instrumento de cobertura y que, además, no tienen liquidación física. En el ejercicio 2021 el total de los ingresos y gastos por derivados de materias energéticas han ascendido a 543 millones de euros, positivos, lo que ha supuesto un aumento de 518 millones de euros respecto al ejercicio 2020, debido, principalmente, a la evolución de la valoración y liquidación de derivados de electricidad y gas como consecuencia, principalmente, del aumento de los precios de las “commodities”, especialmente el gas y derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), que a su vez ha afectado de manera muy significativa al precio de la electricidad (véanse Apartados 5.1 y 5.2 de este Informe de Gestión Consolidado). 90 Los instrumentos financieros derivados y operaciones de cobertura formalizados por ENDESA corresponden, fundamentalmente, a operaciones contratadas con el fin de cubrir el riesgo de tipo de cambio o de precios de “commodities” (electricidad, combustible y derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 )) y tienen por objeto eliminar o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura (véase Nota 3.2h) de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). En el entorno económico actual, ENDESA ha revisado que siguen cumpliendo con los criterios establecidos por la normativa para aplicar la contabilidad de coberturas. Costes fijos de explotación. A continuación, se presenta el detalle de los costes fijos de explotación del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Referencia (1) Costes Fijos de Explotación 2021 2020 Diferencia % Var. Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 3.2b.1 y 3.2e.3 (320) (275) (45) 16,4 Gastos de Personal 12 916 1.147 (231) (20,1) Otros Gastos Fijos de Explotación 13 1.239 1.351 (112) (8,3) TOTAL 1.835 2.223 (388) (17,5) (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. En el ejercicio 2021 los costes fijos de explotación han ascendido a 1.835 millones de euros, lo que supone una disminución de 388 millones de euros (-17,5%) en comparación con el ejercicio 2020, como consecuencia, fundamentalmente, de los siguientes aspectos: − La entrada en vigor, en el ejercicio 2020, del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” que supuso un impacto positivo de 515 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado (386 millones de euros, netos de efecto fiscal). − La dotación, en el ejercicio 2020, de determinadas provisiones por reestructuración de plantilla en el marco del “Acuerdo sobre Medidas Voluntarias de Suspensión o Extinción de Contratos de Trabajo” por importe total de 759 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado. Dicho importe incluía 213 millones de euros (160 millones de euros, netos de efecto fiscal) de conformidad con el compromiso de ENDESA con la descarbonización y 387 millones de euros (290 millones de euros, netos de efecto fiscal) relativos a la digitalización de procesos (véase Apartado 9.2.6 de este Informe de Gestión Consolidado). − La evolución de la actualización de las provisiones por planes de restructuración de plantilla en vigor, que ha supuesto un impacto positivo de 2 millones de euros en el Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021 (44 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2020). − El gasto relativo a expedientes sancionadores y tributos y tasas por importe de 123 millones de euros (175 millones de euros en el ejercicio 2020). − El registro, en el ejercicio de 2020, de un gasto por importe de 25 millones correspondiente al Plan de Responsabilidad Pública por la crisis sanitaria COVID-19 (véanse Apartados 8.3 y 9.2.6 de este Informe de Gestión Consolidado). Sin tener en consideración los efectos descritos en los párrafos anteriores, los costes fijos de explotación del ejercicio 2021 habrían disminuido en 109 millones de euros (-6,0%), respecto del mismo periodo del ejercicio anterior en línea con la política de contención de costes fijos de la Compañía y la reducción de la plantilla media de ENDESA (-4,6%) (véase Apartado 14.1 de este Informe de Gestión Consolidado). Otros gastos fijos de explotación según Taxonomía de la Unión Europea (UE). ENDESA ha clasificado sus actividades económicas de la cadena de valor en tres categorías, Elegible Alineada, Elegible No Alineada y No Elegible, de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) (véase Apartado 1.5 de este Informe de Gestión Consolidado). 91 A continuación, se presenta el porcentaje de los costes que son parte del epígrafe “Otros gastos fijos de explotación” del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021, considerados susceptibles de clasificación entre las categorías de actividades de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE). Dichos costes corresponden principalmente a Reparaciones y Conservación, así como a Primas de Seguros: Millones de Euros Otros Gastos Fijos de Explotación 2021 Importe Porcentaje (%) Actividades Elegibles Alineadas (1) 147 38,8 Actividades Elegibles No Alineadas 7 1,9 Actividades No Elegibles 224 59,3 TOTAL 378 100,0 (1) Corresponden a Generación Renovable (13,7%), Comercialización de Energía (0,5%), Comercialización de otros Productos y Servicios (0,5%) y Distribución (24,1%). En el ejercicio 2021, el 38,8% de los costes considerados corresponden a actividades alineadas con la Taxonomía de la Unión Europea (UE), es decir, a actividades económicas que contribuyen al objetivo de mitigación del Cambio Climático sin causar daños a otros objetivos medioambientales y respetando las garantías sociales mínimas. Otros resultados. Durante los ejercicios 2021 y 2020 las principales transacciones formalizadas han sido las siguientes: Millones de Euros Referencia (1) Otros Resultados 2021 2020 Diferencia % Var. Cesión de Derechos de Uso de Fibra Óptica - 6 (6) (100,0) Enajenaciones de Inmovilizado 35 20 15 75,0 Instalación fotovoltaica Guadarranque (San Roque, Cádiz) 30 - 30 Na Instalación fotovoltaica Las Atochas (Paraje El Acebuche-Retamar, Almería) - 9 (9) (100,0) Otros (2) 5 11 (6) (54,5) TOTAL 14 35 26 9 34,6 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Corresponde a plusvalías brutas generadas por la venta de terrenos e inmuebles. Con fecha 30 de diciembre de 2021, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) vendió a Alboran Solar, S.L.U. la planta solar fotovoltaica Guadarranque de 12,3 MW de potencia neta, situada en el municipio de San Roque (Cádiz). El precio total de la venta ha sido de 80 millones de euros, totalmente desembolsados, que incluye el cumplimiento de determinadas obligaciones contractuales por importe de 10 millones de euros, habiéndose generado una plusvalía bruta total por importe de 30 millones de euros (22 millones de euros, netos de efecto fiscal) (véase Apartado 9.2.6 de este Informe de Gestión Consolidado). Con fecha 31 de julio de 2020, ENDESA Energía, S.A.U. vendió a ENDESA Soluciones, S.L. los activos y contratos con clientes relativos a la instalación fotovoltaica Las Atochas, ubicada en el Paraje El Acebuche– Retamar (Almería), por importe de 17 millones de euros. Posteriormente, con fecha 30 de noviembre de 2020, ENDESA Soluciones, S.L. vendió dichos activos a un tercero, generándose una plusvalía bruta total por importe de 9 millones de euros (7 millones netos de efecto fiscal). Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) según Taxonomía de la Unión Europea (UE). Respecto del epígrafe “Resultado Bruto de Explotación (EBITDA)”, a continuación, se presenta el porcentaje de dicho epígrafe del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021 que corresponde a cada categoría de actividades de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) (véase Apartado 1.5 de este Informe de Gestión Consolidado): 92 Millones de Euros Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) 2021 Importe Porcentaje (%) Actividades Elegibles Alineadas (1) 2.751 64,3 Actividades Elegibles No Alineadas 337 7,9 Actividades No Elegibles 1.190 27,8 TOTAL 4.278 100,0 (1) Corresponden a Generación Renovable (15,8%), Comercialización de Energía (1,7%), Comercialización de otros Productos y Servicios (1,4%) y Distribución (45,4%). En el ejercicio 2021, el 64,3% del resultado bruto de explotación (EBITDA) de ENDESA corresponde a actividades alineadas con la Taxonomía de la Unión Europea (UE), es decir, a actividades económicas que contribuyen al objetivo de mitigación del Cambio Climático sin causar daños a otros objetivos medioambientales y respetando las garantías sociales mínimas. Amortizaciones y pérdidas por deterioro de activos no financieros. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado es el siguiente: Millones de Euros Referencia (1) Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro 2021 2020 Diferencia % Var. AMORTIZACIONES 1.529 1.464 65 4,4 Dotación Amortización Inmovilizado Material 20 1.266 1.221 45 3,7 Dotación Amortización Activo Intangible 23 263 243 20 8,2 PÉRDIDAS POR DETERIORO DE ACTIVOS NO FINANCIEROS 668 323 345 106,8 Dotación Pérdidas por Deterioro 668 352 316 89,8 Dotación Pérdidas por Deterioro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias 8.2.1 667 352 315 89,5 Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón 3.2f.4 y 20 4 (2) 10 (2) (6) (60,0) Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de los Territorios No Peninsulares (TNP) 3.2f.4 y 20 652 (3) 338 (3) 314 92,9 Otro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias 20 y 22 11 4 7 175,0 Dotación Pérdidas por Deterioro Activo Intangible 8.2.1 y 23 1 - 1 Na Reversión Pérdidas por Deterioro - (29) 29 (100,0) Reversión Pérdidas por Deterioro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias 8.2.1 - (27) (4) 27 (100,0) Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón 3.2f.4 y 20 - (27) 27 (100,0) Reversión Pérdidas por Deterioro Activo Intangible 23 - (2) 2 (100,0) TOTAL 2.197 1.787 410 22,9 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Incluye la dotación por deterioro del Terminal Portuario de Los Barrios (Cádiz) por importe de 1 millón de euros (10 millones de euros en el ejercicio 2020). (3) Corresponde a la dotación por deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 652 millones de euros (338 millones de euros en el ejercicio 2020). (4) Corresponde a la reversión por deterioro de activos no financieros (1 millón de euros) y la actualización de provisiones por desmantelamiento (26 millones de euros). Las amortizaciones y pérdidas por deterioro de activos no financieros en el ejercicio 2021 han ascendido a 2.197 millones de euros, con un aumento de 410 millones de euros (+22,9%) respecto del mismo periodo del ejercicio anterior, como consecuencia, fundamentalmente, de los siguientes aspectos: − El registro contable, en los ejercicios 2021 y 2020, de un deterioro de valor de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 652 millones de euros y 338 millones de euros, respectivamente, (489 millones de euros y 253 millones de euros, netos de efecto fiscal, respectivamente) al objeto de adecuar el valor neto contable de estos activos a su valor recuperable (véase Apartado 9.2.6 de este Informe de Gestión Consolidado y Nota 3.2f) de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). − El registro, en el ejercicio 2020, de un ingreso por la actualización de la provisión relativa a las centrales peninsulares de carbón por importe de 26 millones de euros y la dotación neta por deterioro por importe de 9 millones de euros (7 millones de euros netos de efecto fiscal) (véase Apartado 9.2.6 de este Informe de Gestión Consolidado) como consecuencia del Plan de Descarbonización de ENDESA. 93 − El aumento del gasto por amortización por importe de 65 millones de euros debido, entre otros aspectos, al esfuerzo inversor realizado en sistemas e instalaciones de producción y distribución de electricidad, en línea con el Plan Estratégico de ENDESA (véanse Apartados 4.3 y 10.5 de este Informe de Gestión Consolidado). Pérdidas por deterioro de activos financieros. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado es el siguiente: Millones de Euros Referencia (1) 2021 2020 Diferencia % Var. Dotación Pérdidas por Deterioro 8.2.1 y 43.1.3 294 253 41 16,2 Dotación Pérdidas por Deterioro de Cuentas a Cobrar Procedentes de Contratos con Clientes 294 253 (2) 41 16,2 Dotación Pérdidas por Deterioro de otros Activos Financieros - - - Na Reversión Pérdidas por Deterioro 8.2.1 y 43.1.3 (169) (143) (26) 18,2 Reversión Pérdidas por Deterioro de Cuentas a Cobrar Procedentes de Contratos con Clientes (169) (133) (36) 27,1 Reversión Pérdidas por Deterioro de otros Activos Financieros - (10) 10 (100,0) TOTAL 125 110 15 13,6 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Incluye dotación de pérdidas por deterioro de clientes comerciales relacionada con el impacto de la crisis sanitaria COVID-19 por importe de 50 millones de euros (véase Apartado 8.3 de este Informe de Gestión Consolidado). En el ejercicio 2021, las pérdidas por deterioro de activos financieros han ascendido a 125 millones de euros y corresponden, íntegramente, a la dotación de pérdidas por deterioro de cuentas a cobrar procedentes de contratos con clientes (120 millones de euros en el ejercicio 2020). Su evolución es debida, entre otros aspectos, al registro de una provisión por importe de 27 millones como consecuencia del empeoramiento en el comportamiento de pago de las pequeñas compañías comercializadoras de energía motivado por el fuerte incremento de precios de las materias energéticas durante el ejercicio, que se ha visto compensado, en sentido contrario, por el escenario actual de recuperación económica de España y Portugal y la intensificación de la gestión de cobro suspendida temporalmente en el ejercicio 2020 debido a las medidas extraordinarias relacionadas con la situación económica motivada por el COVID-19. 9.2.3. Resultado financiero neto. El resultado financiero neto de los ejercicios 2021 y 2020 ha sido negativo por importe de 31 millones de euros y 158 millones de euros, respectivamente. A continuación, se presenta el detalle del resultado financiero neto del ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior: Millones de Euros Resultado Financiero Neto (1) 2021 2020 Diferencia % Var. Gasto Financiero Neto (25) (170) 145 (85,3) Ingreso Financiero 163 25 138 552,0 Gasto Financiero (177) (191) 14 (7,3) Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados (11) (4) (7) 175,0 Diferencias de Cambio Netas (6) 12 (18) (150,0) TOTAL (31) (158) 127 (80,4) (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. En el ejercicio 2021, el gasto financiero neto ha ascendido a 25 millones de euros, 145 millones de euros inferior (-85,3%) al del ejercicio anterior. En el ejercicio 2021 las diferencias de cambio netas han ascendido a 6 millones de euros, negativas (12 millones de euros, positivas, en el ejercicio 2020). La variación es debida, fundamentalmente, a la evolución del tipo de cambio euro/dólar estadounidense durante el ejercicio 2021 respecto al ejercicio anterior y su impacto sobre la deuda financiera, en dólares estadounidenses (USD), asociada a derechos de uso correspondientes a contratos de fletamento para el transporte de gas natural licuado (GNL). 94 Para analizar la evolución del gasto financiero neto durante el ejercicio 2021 hay que tener en consideración los siguientes efectos: Millones de Euros Gasto Financiero Neto (1) 2021 2020 Diferencia % Var. Gastos Netos por Pasivos Financieros a Coste Amortizado (128) (132) 4 (3,0) Ingresos por Activos Financieros a Coste Amortizado 1 1 - - Actualización Provisiones por Planes de Reestructuración de Plantilla, Desmantelamiento de Instalaciones y Deterioro de Valor de los Activos Financieros conforme a la NIIF 9 “Instrumentos Financieros” 10 (6) 16 (266,7) Intereses de Demora del Impuesto sobre Sociedades 2016-2017 - 7 (7) (100,0) Intereses de Demora de la Indemnización Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) del ejercicio 2006 y Canon Hidráulico Estatal 121 - 121 Na Comisiones de Operaciones de Factoring (27) (24) (3) 12,5 Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados (11) (4) (7) 175,0 Otros 9 (12) 21 (175,0) TOTAL (25) (170) 145 (85,3) (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (2) Los gastos financieros netos por pasivos financieros a coste amortizado han ascendido a 128 millones de euros, 4 millones de euros inferiores (-3,0%) a los registrados en el ejercicio 2020, debido a la combinación de los siguientes efectos (véase Apartado 10.2 de este Informe de Gestión Consolidado): − El menor coste medio de la deuda financiera bruta, que ha pasado del 1,7% en el ejercicio 2020 a un 1,5% en el ejercicio 2021. − El aumento de la deuda financiera media bruta entre ambos ejercicios, que ha evolucionado desde 8.104 millones de euros en el ejercicio 2020 a 9.375 millones de euros en el ejercicio de 2021. En el ejercicio 2021, el gasto financiero neto recoge, por importe de 73 millones de euros, los intereses de demora en relación con el derecho de ENDESA a ser indemnizada por la minoración en su retribución como Sociedad generadora en el importe de la internalización de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) gratuitamente asignados por el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA), que no tiene el deber jurídico de soportar y por importe de 48 millones de euros, y los intereses de demora relativos a la declaración de inexigibilidad de Canon Hidráulico Estatal según Sentencia del Tribunal Supremo de 19 de abril de 2021 (véanse Apartados 9.2.1 y 9.2.2 de este Informe de Gestión Consolidado). 9.2.4. Resultado neto de sociedades por el método de participación. En los ejercicios 2021 y 2020 el resultado neto de sociedades por el método de participación ha ascendido a 1 millón de euros, negativo, y 34 millones de euros, positivos, respectivamente, siendo el detalle el siguiente: Millones de Euros Referencia (1) Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 2021 2020 Sociedades Asociadas 1 1 Tecnatom, S.A. (2) (2) Boiro Energía, S.A. (2) 1 Otras 5 2 Negocios Conjuntos (2) 33 Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. (17) (3) Front Marítim del Besòs, S.L. - (4) Nuclenor, S.A. 2 25 Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. 1 1 Suministradora Eléctrica de Cádiz, S.A. 3 5 Otros 9 9 TOTAL 17 y 26 (1) 34 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. En los ejercicios 2021 y 2020, los resultados de la participación en el 43,75% de la Sociedad Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. recogen pérdidas asociadas a la finalización de la actividad de la central a carbón, así como a la regularización de cuentas a cobrar. 95 Nuclenor, S.A. En el ejercicio 2020, los resultados de la participación del 50% en la Sociedad Nuclenor, S.A. por importe de 25 millones de euros recogían el efecto de la Sentencia 84/2020 del Tribunal Constitucional, de fecha 15 de julio de 2020, por la que se declara la inconstitucionalidad del impuesto sobre la afección medioambiental causada por determinados aprovechamientos del agua embalsada, por los parques eólicos y por las instalaciones de transporte de energía eléctrica de alta tensión regulado en el texto refundido de las disposiciones legales de la Comunidad de Castilla y León en materia de tributos propios y cedidos. 9.2.5. Impuesto sobre Sociedades. En el ejercicio 2021 el gasto por Impuesto sobre Sociedades ha ascendido a 467 millones de euros, con un aumento de 79 millones de euros (+20,4%) respecto del importe registrado en el ejercicio de 2020 (véase Nota 18 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. La tasa efectiva del ejercicio 2021 se sitúa en un 24,3% (21,7% en el ejercicio 2020) como consecuencia, fundamentalmente, de la dotación de provisiones fiscales durante el periodo, de la limitación en la exención de dividendos y plusvalías vigente desde 1 de enero del 2021 y de la materialización de bonificaciones y deducciones en cuota imputadas a resultados. A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado, la recuperación de los activos por impuestos diferidos no está afectada por el contexto actual y la tasa efectiva no registra impactos por cambios legislativos que afecten al Impuesto sobre Sociedades. 9.2.6. Resultado neto. El resultado neto atribuido a la Sociedad Dominante en el ejercicio 2021 ha ascendido a 1.435 millones de euros, lo que supone un aumento de 41 millones de euros (+2,9%) respecto del importe obtenido en el ejercicio 2020. El resultado ordinario neto atribuido a la Sociedad Dominante en el ejercicio 2021 ha ascendido a 1.902 millones de euros (-10,8%), conforme al siguiente detalle: Millones de Euros Apartados 2021 2020 Diferencia % Var. Resultado Neto (1) 1.435 1.394 41 2,9 Resultado Neto en Ventas de Activos No Financieros (2) 9.2.2 (22) - (22) Na Instalación fotovoltaica Guadarranque ubicada en San Roque (Cádiz) (22) - (22) Na Pérdidas Netas por Deterioro de Activos no Financieros (2) 9.2.2 489 266 223 83,8 Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón y Existencias - 13 (13) (100,0) Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de los Territorios No Peninsulares (TNP) 489 253 236 93,3 Dotación Inicial Neta de Gastos de Personal por Planes de Reestructuración de Plantilla relativos al Plan de Descarbonización y a la Digitalización de Procesos 9.2.2 - 450 (450) (100,0) Gastos Netos Correspondientes al Plan de Responsabilidad Pública por la Crisis Sanitaria COVID-19 9.2.2 - 22 (22) (100,0) Resultado Ordinario Neto (1) 1.902 2.132 (230) (10,8) (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (2) Superiores a 10 millones de euros. 9.3. Valor creado para los grupos de interés. El valor económico generado y distribuido por ENDESA durante los ejercicios 2021 y 2020 ha sido el siguiente: 96 Millones de Euros Referencia (1) Apartados 2021 2020 Diferencia % Var. Valor Económico Directo Generado 21.639 17.160 4.479 26,1 Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios 9.1 9.2.1 20.527 16.717 3.810 22,8 Otros Ingresos de Explotación 9.2 9.2.1 372 333 39 11,7 Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 17 y 26.1 9.2.4 (1) 34 (35) (102,9) Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas 11 9.2.2 543 25 518 2.072,0 Otros Resultados e Ingresos Financieros 14 y 16.1 9.2.2 198 51 147 288,2 Valor Económico Distribuido a: (19.710) (16.316) (3.394) 20,8 Accionistas 19.2 (1.522) (2.132) 610 (28,6) Empresas: Clientes, Proveedores y Contratistas (15.923) (11.395) (4.528) 39,7 Compras de Energía 10.1 9.2.2 (7.603) (3.322) (4.281) 128,9 Consumo de Combustibles 10.2 9.2.2 (1.607) (1.100) (507) 46,1 Gastos de Transporte 9.2.2 (4.425) (5.000) 575 (11,5) Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios 10.3 9.2.2 (1.729) (1.647) (82) 5,0 (Tributos y Tasas en Aprovisionamientos Variables) 10.3 568 892 (324) (36,3) Otros Gastos Fijos de Explotación 13 9.2.2 (1.239) (1.351) 112 (8,3) (Tributos y Tasas en Gastos Fijos) 13 112 133 (21) (15,8) Empleados 12 9.2.2 (916) (1.147) 231 (20,1) Administración Pública (1.147) (1.413) 266 (18,8) Impuesto sobre Sociedades 18 9.2.5 (467) (388) (79) 20,4 Tributos y Tasas 10.3 y 13 (680) (1.025) 345 (33,7) Inversiones en Desarrollo Social (2) (14) (34) 20 (58,8) Comunidad Financiera 16 9.2.3 (188) (195) 7 (3,6) Gasto Financiero (177) (191) 14 (7,3) Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados (11) (4) (7) 175,0 Valor Económico Retenido 1.929 844 1.085 128,6 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Calculado de acuerdo a la metodología “London Benchmarking Group” (LBG). 10. Análisis Patrimonial y Financiero. 10.1. Capital invertido neto y financiación. A continuación, se incluye el detalle de la composición y cambios en el capital neto invertido de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020: Millones de Euros Referencia (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia % Var. Activo no Corriente Neto: Inmovilizado Material y Activo Intangible 20 y 23 23.639 22.753 886 3,9 Fondo de Comercio 24 462 462 - - Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación 26 180 217 (37) (17,1) Resto Activos/(Pasivos) no Corrientes Netos (4.282) (4.390) 108 (2,5) Total Activo no Corriente Neto (2) 19.999 19.042 957 5,0 Capital Circulante Neto: Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 33 5.024 2.808 2.216 78,9 Existencias 32 1.343 1.077 266 24,7 Resto Activos/(Pasivos) Corrientes Netos (2.226) 258 (2.484) (962,8) Proveedores y otros Acreedores 41 (6.071) (5.024) (1.047) 20,8 Total Capital Circulante Neto (2) (1.930) (881) (1.049) 119,1 Capital Invertido Bruto (2) 18.069 18.161 (92) (0,5) Provisiones y Activos y Pasivos por Impuesto Diferido: Provisiones para Pensiones y otras Obligaciones Similares 38.1 (659) (757) 98 (12,9) Otras Provisiones 38 (3.936) (3.424) (512) 15,0 Activos y Pasivos por Impuesto Diferido 25 876 338 538 159,2 Total Provisiones y Activos y Pasivos por Impuesto Diferido (3.719) (3.843) 124 (3,2) Activos Netos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas - - - Na Capital Invertido Neto (2) 14.350 14.318 32 0,2 Patrimonio Neto (3) 35 5.544 7.465 (1.921) (25,7) Deuda Financiera Neta (2) (4) 37 y 43.3 8.806 6.853 1.953 28,5 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (3) Véase Apartado 10.3 de este Informe de Gestión Consolidado. (4) Véase Apartado 10.2 de este Informe de Gestión Consolidado. 97 A 31 de diciembre de 2021 el capital invertido neto asciende a 14.350 millones de euros y su evolución en el ejercicio 2021 recoge: − El aumento del “Inmovilizado Material y Activo Intangible” por importe de 886 millones de euros (+3,9%) como consecuencia, principalmente, de las inversiones brutas del ejercicio 2021 en activos materiales e intangibles por importe de 2.389 millones de euros (véase Apartado 10.5 de este Informe de Gestión Consolidado), compensado parcialmente por la dotación de la amortización del periodo por importe de 1.529 millones de euros (véase Apartado 9.2.2 de este Informe de Gestión Consolidado). − La disminución del “Capital Circulante Neto” por importe de 1.049 millones de euros (+119,1%), como consecuencia, en otros aspectos del pago del dividendo con cargo al resultado del ejercicio 2020 por importe de 2.132 millones de euros (véanse Apartados 10.4 y 19.2 de este Informe de Gestión Consolidación). 10.2. Gestión financiera. En el marco de una política de eficiencia en la gestión y optimización de costes, la función financiera se centraliza en ENDESA, S.A. La Sociedad dispone, a la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado, de un volumen de liquidez y de un acceso a recursos financieros de medio y largo plazo que le permiten asegurar la disponibilidad de los recursos necesarios para atender sus compromisos de inversión futuros y sus vencimientos de deuda. ENDESA, S.A. mantiene criterios de prudencia similares a los aplicados hasta ahora en su nivel de endeudamiento y en la estructura del mismo mediante la obtención de financiación a largo plazo que permita adecuar los calendarios de vencimiento de la deuda a su capacidad de generación de caja conforme al plan de negocio previsto. Para ello: − Recurre a financiación ajena, a través del mercado bancario y los mercados de capitales. − Obtiene fondos de entidades públicas que ofrecen condiciones ventajosas en operaciones de muy largo plazo. − Dispone de financiación a corto plazo que contribuye a optimizar la gestión de las necesidades de capital circulante y mejorar el coste del conjunto de la deuda. Esta financiación se instrumenta a través de líneas de crédito bancarias con entidades de primer nivel o mediante la emisión de papel comercial Euro Commercial Paper (ECP). ENDESA, S.A. también realiza operaciones con sociedades del Grupo ENEL en las que se observa la normativa de aplicación sobre precios de transferencia (véase Nota 49 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Situación financiera. El año 2021 comenzó con optimismo hacia la recuperación y reapertura económica. La vacunación, los estímulos fiscales y la expansión monetaria de los bancos centrales favorecieron el buen comportamiento de los mercados en los primeros meses del año, con un estrechamiento moderado de los diferenciales de crédito. A lo largo del año, el precio de la energía eléctrica emprendió una rápida escalada marcando máximos históricos al final del año. La escasez de suministro de gas, la baja producción renovable y la subida de los precios de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), se han situado entre los principales factores de este súbito incremento de los precios. La subida en el precio del gas se suma a los incrementos generales de precios en las materias primas, tanto productos agrícolas como metales y energía. Así, el precio del crudo Brent ha cerrado el año con un precio de 78 dólares por barril, un incremento del 52% frente a los 51 dólares con que cerró en 2020. 98 El año también se ha caracterizado por la intensificación de las dificultades en el transporte del comercio internacional, con retrasos importantes en los plazos de entrega y el consiguiente impacto en las cadenas de producción global. Por último, ciertos sectores han mostrado importantes desequilibrios por restricciones en la oferta tras la pandemia y el rebote de la demanda, significativamente el de semiconductores. Estos factores han tenido igualmente un impacto relevante en los niveles generales de precios. En la segunda parte del año una nueva variante del COVID-19 con el nombre de Ómicron fue notificada a la Organización Mundial de la Salud (OMS). La rápida expansión de esta variante ha elevado la incertidumbre sobre el ritmo de la recuperación y la posible actuación de los bancos centrales. En su última reunión del año, la Reserva Federal de Estados Unidos (FED) lanzó el mensaje claro de su necesidad de normalizar su balance tras varios intentos desde que inició su política monetaria enfocada a mitigar la crisis del coronavirus. Con el dato del repunte de la inflación, -que finalmente se situó en el 7% al cierre del ejercicio, - la Reserva Federal de Estados Unidos (FED) anunció que pondría fin a su programa de estímulos a principios de marzo de 2022, despejando el camino hacia una subida de los tipos a mediados de ese mes. La tasa de referencia se sitúa en el rango entre el 0% y el 0,25% desde marzo del 2020. En la zona euro la buena evolución de la economía y la evolución de la inflación, en este caso del 5,1% a cierre de 2021, permitieron al Banco Central Europeo (BCE) anunciar también un plan de reducción de compras de activos, aunque mucho menos concreto que lo que hizo la Reserva Federal de Estados Unidos (FED). En el caso del Banco Central Europeo (BCE) la subida de tipos se anunció para finales de 2023. La tasa de referencia de la zona euro se sitúa en el 0% y la tasa de facilidad de depósito en el banco en -0,50%. En 2021 la inflación en España se incrementó hasta situarse en 6,5% en términos interanuales, siendo la tasa más alta del Índice de Precios al Consumo (IPC) desde marzo de 1992. Principales indicadores. Durante 2021 el rendimiento del bono español a 10 años se ha incrementado desde el 0,04% al inicio del año hasta el 0,56% a final de 2021, alcanzando su mínimo histórico en enero al cotizar en 0,02%. Como consecuencia de ello, la prima de riesgo país de España (diferencial frente al bono alemán a 10 años) mejoró en 13 puntos básicos para situarse al cierre del ejercicio 2021 en 75 puntos básicos. En Italia la prima de riesgo se situó al cierre de 2021 en 135 puntos básicos, aumentando en 24 puntos básicos desde el año anterior, mientras que la prima de riesgo de Portugal ascendió 5 puntos básicos hasta situarse en 64 puntos básicos a final de año. Durante el año 2021 el tipo de interés de largo plazo del euro (swap a 10 años) subió 56 puntos básicos hasta situarse en 0,30% al cierre del año, habiendo llegado a cotizar en enero en mínimos históricos del -0,2920%. Por su parte, el tipo de interés de corto plazo (EURIBOR a 3 meses) descendió 2 puntos básicos para situarse al cierre de año en el (-0,572%). Por lo que se refiere al tipo de interés a largo plazo del dólar estadounidense (USD), se incrementó durante 2021 desde el 0,92% al 1,581%, mientras que el tipo de interés a 3 meses del dólar estadounidense (USD) descendió en 3 puntos básicos hasta finalizar el año en 0,21%. En el caso del tipo de cambio, durante 2021 el euro se depreció un 7,3% frente al dólar estadounidense (USD) pasando el tipo de cambio euro/dólar estadounidense (EUR/USD) de 1,227 a comienzos de año a 1,137 al cierre de 2021. 99 A continuación, se muestra la evolución durante el ejercicio 2021 de algunos de los indicadores enumerados en los párrafos anteriores: 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia % Var. Tipo de Cambio de Cierre (Euro / Dólar Estadounidense) (1) 1,1370 1,2270 (0,0900) (7,3) Tipo de Interés a Largo Plazo del Euro (Swap a 10 años) (%) (2) 0,30 (0,26) 0,56 (215,4) Tipo de Interés a Corto Plazo del Euro (EURIBOR a 3 meses) (%) (2) (0,57) (0,55) (0,02) 3,6 Tipo de Interés a Largo Plazo del Dólar Estadounidense (USD) (Swap a 10 años) (%) (2) 1,58 0,92 0,66 71,7 Tipo de Interés a Corto Plazo del Dólar Estadounidense (USD) (Libor a 3 meses) (%) (2) 0,21 0,24 (0,03) (12,5) Bono Alemán a 10 Años (%) (2) (0,18) (0,57) 0,39 (68,4) Bono Alemán a 30 Años (%) (2) 0,19 (0,16) 0,35 (218,8) Bono Español a 10 Años (%) (2) 0,56 0,04 0,52 1.300,0 Prima de Riesgo País de España (pb) (2) (3) 75 62 13 21,0 Prima de Riesgo País de Italia (pb) (2) (3) 135 111 24 21,6 Prima de Riesgo País de Portugal (pb) (2) (3) 64 59 5 8,5 Tipos de Referencia del Banco Central Europeo (BCE) (%) (2) 0,00 0,00 - - Facilidad de Depósito del Banco Central Europeo (BCE) (%) (2) (4) (0,50) (0,50) - - Tipos de Referencia de la Reserva Federal de Estados Unidos (FED) (%) (2) 0,00 - 0,25 0,00 - 0,25 - - (1) Fuente: Thomson Reuters. (2) Fuente: Bloomberg. (3) Diferencial frente al bono alemán a 10 años. (4) Tasa que el Banco Central Europeo (BCE) cobra a los bancos por sus depósitos. pb = Puntos básicos. Deuda financiera. La información relativa a la deuda financiera se incluye en las Notas 37 y 43.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. A 31 de diciembre de 2021, la deuda financiera neta de ENDESA se situó en 8.806 millones de euros, con un aumento de 1.953 millones de euros (+28,5%) respecto de la existente a 31 de diciembre de 2020. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la conciliación de la deuda financiera bruta y neta de ENDESA es la siguiente: Millones de Euros Referencia (1) Conciliación de la Deuda Financiera 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia % Var. Deuda Financiera no Corriente 37 y 43.3 7.211 5.901 1.310 22,2 Deuda Financiera Corriente 37 y 43.3 3.167 1.372 1.795 130,8 Deuda Financiera Bruta 10.378 7.273 3.105 42,7 Derivados de Deuda Registrados en Pasivo 46 14 36 (22) (61,1) Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 (703) (403) (300) 74,4 Derivados de Deuda Registrados en Activo 46 (7) (7) - - Garantías Financieras Registradas en Activo 2.2, 28.1 y 31 (876) (46) (830) 1.804,3 Deuda Financiera Neta 8.806 6.853 1.953 28,5 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Para analizar la evolución de la deuda financiera neta hay que tener en cuenta que durante el ejercicio 2021, ENDESA, S.A. ha pagado a sus accionistas dividendos por un importe de 2,0136 euros brutos por acción, lo que ha supuesto un desembolso de 2.132 millones de euros (véanse Apartados 10.4 y 19.2 de este Informe de Gestión Consolidado). Estructura. A continuación, se incluye el detalle de la estructura de la deuda financiera bruta de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y 2020: 100 Millones de Euros Estructura de la Deuda Financiera Bruta 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia % Var. Euro 10.191 7.222 2.969 41,1 Dólar Estadounidense (USD) 201 87 114 131,0 TOTAL (1) 10.392 7.309 3.083 42,2 Tipo de Interés Fijo 5.490 4.716 774 16,4 Tipo de Interés Variable 4.902 2.593 2.309 89,0 TOTAL (1) 10.392 7.309 3.083 42,2 Financiación Sostenible (2) 60 45 - - Vida Media (n.º de años) (2) 4,4 4,6 - - Coste Medio (%) (2) 1,5 1,7 - - (1) Incluye Derivados de Deuda Registrados en Pasivo. (2) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. A 31 de diciembre de 2021 la deuda financiera bruta a tipo fijo era del 53% mientras que el 47% restante correspondía a tipo variable. A dicha fecha, el 98% de la deuda financiera bruta está denominada en euros. La información sobre los plazos de vencimiento de la deuda financiera bruta se describe en la Nota 43.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Principales operaciones financieras. Durante el ejercicio 2021 las principales operaciones financieras realizadas han sido las siguientes: − ENDESA, S.A. ha registrado un nuevo programa de emisiones de SDG7 Euro Commercial Paper (ECP) por importe de 4.000 millones de euros, siendo el saldo vivo nominal a 31 de diciembre de 2021 igual a 2.915 millones de euros cuya renovación está respaldada por líneas de crédito bancarias irrevocables. Este Programa incorpora objetivos de Sostenibilidad, en línea con el Plan Estratégico de ENDESA. − Asimismo, a la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado se han formalizado las siguientes operaciones financieras, incorporando todas ellas objetivos de Sostenibilidad: Millones de Euros Operaciones Contraparte Fecha de Firma Fecha de Vencimiento Importe Préstamo (1) (2) Caixabank, S.A., Bankia, S.A. y Kutxabank, S.A. 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2024 300 Línea de Crédito (1) (2) Caixabank, S.A., Bankia, S.A. y Kutxabank, S.A. 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2024 250 Líneas de Crédito (1) (3) Varias Entidades 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2025 1.955 Línea de Crédito (1) BNP Paribas 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2025 100 Préstamo (4) Caixabank, S.A. 31 de marzo de 2021 15 de abril de 2028 150 Línea de Crédito (1) Deutsche Bank, S.A.E. 28 de abril de 2021 28 de abril de 2025 70 Línea de Crédito Intercompañía (1) (5) ENEL Finance International N.V. 25 de mayo de 2021 25 de mayo de 2025 1.700 Préstamo (4) Unicaja Banco, S.A. 28 de junio de 2021 28 de junio de 2028 75 Préstamo (4) Kutxabank, S.A. 30 de julio de 2021 30 de julio de 2028 75 Préstamo (4) Cajasur Banco S.A.U. 30 de julio de 2021 30 de julio de 2028 50 Préstamo (4) Unicaja Banco, S.A. 15 de octubre de 2021 15 de octubre de 2026 125 Préstamo (4) Kutxabank, S.A. 15 de octubre de 2021 15 de octubre de 2026 75 Préstamo (4) Banco Cooperativo Español, S.A. 27 de octubre de 2021 27 de octubre de 2028 100 Préstamo (4) Banco Europeo de Inversiones 11 de noviembre de 2021 22 de noviembre de 2036 250 Línea de Crédito (1) Bankinter, S.A. 3 de diciembre de 2021 25 de marzo de 2025 25 Préstamo (4) Caixabank, S.A. 9 de diciembre de 2021 9 de diciembre de 2024 275 Línea de Crédito (4) Caixabank, S.A. 10 de diciembre de 2021 10 de diciembre de 2024 100 Línea de Crédito (4) Intesa San Paolo, S.p.A. 13 de diciembre de 2021 13 de diciembre de 2024 200 Línea de Crédito (1) Unicaja Banco, S.A. 17 de diciembre de 2021 25 de marzo de 2025 25 Línea de Crédito (4) BBVA, S.A. 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 150 Línea de Crédito (4) BNP Paribas 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 100 Línea de Crédito (4) Deutsche Bank, S.A.E. 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 125 Préstamo (4) BBVA, S.A. 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 225 Préstamo (4) Instituto de Crédito Oficial 20 de diciembre de 2021 20 de diciembre de 2033 300 Préstamo (4) Banco Europeo de Inversiones 21 de diciembre de 2021 2037 250 TOTAL 7.050 (1) Operaciones calificadas como sostenibles al incorporar el indicador de desempeño (KPI) en relación con el compromiso de ENDESA de que la capacidad instalada neta peninsular con fuentes renovables de la Sociedad sea el 55% del total de la capacidad instalada neta peninsular a 31 de diciembre de 2022. (2) Corresponde a una operación financiera en formato “Club Deal” vigente que se ha renovado a la fecha de firma. (3) Corresponde a 9 líneas de crédito vigentes que se han renovado a la fecha de firma. (4) Las condiciones crediticias de esta operación están ligadas, por primera vez en ENDESA, al objetivo establecido en el Plan Estratégico de la Sociedad de reducir las emisiones específicas de Alcance 1 de dióxido de carbono (CO 2 ) equivalente hasta 150 gCO 2 eq/kWh en 2023. (5) La operación de formalización de esta línea de crédito coincide con la cancelación de las 2 líneas de crédito que ENDESA tenía con ENEL Finance International, N.V. hasta dicha fecha, por importe de 1.000 millones de euros y 700 millones de euros, respectivamente. 101 A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado, ENDESA no ha tenido que acudir a procesos de refinanciación de su deuda financiera como consecuencia de la crisis sanitaria provocada por el COVID-19. Igualmente, en el contexto actual ENDESA no ha procedido a la modificación, renegociación ni cancelación de cláusulas contenidas en aquellos contratos de arrendamiento en los que actúa como arrendatario por lo que, en consecuencia, no se ha visto modificado ni el activo por el derecho de uso que representa el derecho a la utilización del activo arrendado ni el pasivo que representa el valor presente de la obligación de realizar los pagos de arrendamiento durante el plazo del mismo (véase Nota 21 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Estipulaciones financieras. La deuda financiera de determinadas sociedades de ENDESA contiene las estipulaciones financieras (“covenants”) habituales en contratos de esta naturaleza. A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado ni ENDESA, S.A. ni ninguna de sus filiales se encuentra en situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros (véase Nota 43.4.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Liquidez. A 31 de diciembre de 2021, la liquidez de ENDESA asciende a 5.520 millones de euros (4.493 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) y presenta el siguiente detalle: Millones de Euros Referencia (1) Liquidez 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia % Var. Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 703 403 300 74,4 Disponible Incondicional en Líneas de Crédito (2) 43.4.1 y 44.4 4.817 4.090 727 17,8 TOTAL 5.520 4.493 1.027 22,9 Cobertura de Vencimientos de Deuda (n.º de meses) (3) 33 17 - - (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) A 31 de diciembre de 2021 y 2020, 1.700 millones de euros corresponden a la línea de crédito comprometida e irrevocable disponible con ENEL Finance International N.V. (3) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. Las inversiones de tesorería consideradas como “Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes” son de alta liquidez y no tienen riesgo de cambios en su valor, vencen en un plazo inferior a tres meses desde su fecha de contratación y devengan tipos de interés de mercado para este tipo de imposiciones. Las restricciones que pudieran afectar a la disposición de fondos por parte de ENDESA, S.A. se describen en las Notas 34 y 35.1.13 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. La información sobre el riesgo de liquidez se describe en la Nota 44.4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 10.3. Gestión de capital. La información relativa a la gestión de capital se incluye en la Nota 35.1.12 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. La gestión de capital de ENDESA está enfocada a mantener una estructura financiera sólida que optimice el coste de capital y la disponibilidad de los recursos financieros, asegurando la continuidad del negocio a largo plazo. Esta política de prudencia financiera permite mantener una adecuada creación de valor para el accionista a la vez que asegura la liquidez y la solvencia de ENDESA. 102 Capital social. A 31 de diciembre de 2021 el capital social de ENDESA, S.A. asciende a 1.270.502.540,40 euros y está representado por 1.058.752.117 acciones de 1,2 euros de valor nominal totalmente suscritas y desembolsadas que se encuentran en su totalidad admitidas a cotización en las Bolsas Españolas. Esta cifra no ha sufrido ninguna variación en los ejercicios 2021 y 2020. A 31 de diciembre de 2021 el porcentaje del capital social de ENDESA, S.A. que el Grupo ENEL posee a través de ENEL Iberia, S.L.U. es del 70,1%. A esa misma fecha, ningún otro accionista ostentaba acciones que representen más del 10% del capital social de ENDESA, S.A. Apalancamiento. El nivel de apalancamiento consolidado se define como un indicador de seguimiento de la situación financiera, cuyo dato a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros Referencia (1) Apalancamiento % Var. 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Deuda Financiera Neta: 8.806 6.853 28,5 Deuda Financiera no Corriente 37 y 43.3 7.211 5.901 22,2 Deuda Financiera Corriente 37 y 43.3 3.167 1.372 130,8 Derivados de Deuda Registrados en Pasivo 46 14 36 (61,1) Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 (703) (403) 74,4 Derivados de Deuda Registrados en Activo 46 (7) (7) - Garantías Financieras Registradas en Activo 2.2, 28.1 y 31 (876) (46) 1.804,3 Patrimonio Neto: 35 5.544 7.465 (25,7) De la Sociedad Dominante 35.1 5.380 7.315 (26,5) De las Participaciones no Dominantes 35.2 164 150 9,3 Apalancamiento (%) (2) 158,84 91,80 Na (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. Los Administradores de la Sociedad consideran que el apalancamiento alcanzado permite optimizar el coste de capital manteniendo un elevado nivel de solvencia. Por ello, teniendo en cuenta las expectativas de resultados y el plan de inversiones previsto, la política de dividendos establecida permitirá mantener en el futuro un apalancamiento que permita conseguir el objetivo de la gestión de capital. A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado, ENDESA, S.A. no tiene ningún compromiso respecto a la obtención de recursos mediante fuentes de financiación propia. La información relativa al plan de inversiones y de remuneración a los accionistas se incluye, respectivamente, en los Apartados 10.2 y 19.2 de este Informe de Gestión Consolidado. Indicadores financieros. Indicadores Financieros (1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. Ratio de Liquidez 0,74 0,73 1,4 Ratio de Solvencia 0,85 0,91 (6,6) Ratio de Endeudamiento (%) 61,37 47,86 28,2 Ratio de Cobertura de la Deuda 2,06 1,80 14,4 Deuda Financiera Neta / Activos Fijos (%) 36,45 29,45 23,8 Deuda Financiera Neta / Fondos Procedentes de Operaciones 2,67 2,22 20,3 2021 2020 % Var. (Fondos Procedentes de Operaciones + Gastos por Intereses) / Gastos por Intereses 22,72 21,32 6,6 (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 103 10.4. Flujos de efectivo. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el importe de efectivo y otros medios líquidos equivalentes presenta el siguiente detalle (véase Apartado 10.2 de este Informe de Gestión Consolidado): Millones de Euros Referencia (1) Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Diferencia % Var. Efectivo en Caja y Bancos 703 403 300 74,4 Otros Equivalentes de Efectivo - - - Na TOTAL 34 703 403 300 74,4 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. En los ejercicios 2021 y 2020 los flujos netos de efectivo de ENDESA, clasificados por actividades de explotación, inversión y financiación, han sido los siguientes: Millones de Euros Estado de Flujos de Efectivo 2021 2020 Diferencia % Var. Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Explotación 2.621 2.951 (330) (11,2) Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión (3.073) (1.726) (1.347) 78,0 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación 752 (1.045) 1.797 (172,0) En el ejercicio 2021, los flujos netos de efectivo generados por las actividades de explotación (2.621 millones de euros) y los obtenidos por las actividades de financiación (752 millones de euros) han permitido atender los pagos netos derivados de las actividades de inversión (3.073 millones de euros). La información sobre el Estado de Flujos de Efectivo consolidado de ENDESA se describe en la Nota 48 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 104 10.5. Inversiones. En el ejercicio 2021 las inversiones brutas de ENDESA han ascendido a 2.432 millones de euros, de los cuales 2.389 millones de euros corresponden a inversiones materiales e inmateriales, y los 43 millones de euros restantes a inversiones financieras, conforme al siguiente detalle: Millones de Euros Referencia (1) Inversiones (2) 2021 2020 % Var. Generación y Comercialización 1.228 897 36,9 Generación Convencional (3) 440 309 42,4 Generación Renovable 770 551 39,7 Comercialización de Energía 1 2 (50,0) Comercialización de otros Productos y Servicios 17 35 (51,4) Distribución 819 614 33,4 Estructura, Servicios y Otros (4) 14 78 (82,1) TOTAL MATERIAL (5) (6) 20.1 2.061 1.589 29,7 Generación y Comercialización 274 185 48,1 Generación Convencional (7) 22 12 83,3 Generación Renovable 19 14 35,7 Comercialización de Energía 194 139 39,6 Comercialización de otros Productos y Servicios 39 20 95,0 Distribución 34 22 54,5 Estructura, Servicios y Otros (4) 20 27 (25,9) TOTAL ACTIVO INTANGIBLE (6) 23.1 328 234 40,2 FINANCIERAS (8) 43 23 87,0 TOTAL INVERSIONES BRUTAS 2.432 1.846 31,7 Subvenciones de Capital e Instalaciones Cedidas (203) (135) 50,4 Generación y Comercialización (3) (7) (57,1) Generación Convencional (3) (2) 50,0 Generación Renovable - (5) (100,0) Distribución (200) (128) 56,3 TOTAL INVERSIONES NETAS (9) 2.229 1.711 30,3 (1) Notas de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. (2) No incluye las adquisiciones societarias realizadas durante el ejercicio (véanse Apartado 8.2 de este Informe de Gestión Consolidado y Nota 7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). (3) En el ejercicio 2021 incluye 93 millones de euros relativos a inversiones en Territorios No Peninsulares (TNP) (102 millones en el ejercicio 2020). (4) Estructura, Servicios y Ajustes. (5) En el ejercicio 2021 incluye altas por derechos de uso por importe de 213 millones de euros (182 millones de euros en el ejercicio 2020) (véase Nota 21 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). (6) En el ejercicio 2021 incluye 2.251 millones de euros, 94,2%, relativos a inversiones para productos, servicios y tecnologías bajos en carbono (1.647 millones de euros, 90,4%, en el ejercicio 2020). (7) En el ejercicio 2021 incluye 1 millón de euros relativos a inversiones en Territorios No Peninsulares (TNP) (3 millones en el ejercicio 2020). (8) En el ejercicio 2021 incluye 5 millones de euros relativos a inversiones en Territorios No Peninsulares (TNP) (2 millones en el ejercicio 2020). (9) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. La información relativa a las principales inversiones se incluye en las Notas 20.1.1 y 23.1.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 105 Inversiones según Taxonomía de la Unión Europea (UE). ENDESA ha clasificado sus actividades económicas de la cadena de valor en tres categorías, Elegible Alineada, Elegible No Alineada y No Elegible, de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) (véase Apartado 1.5 de este Informe de Gestión Consolidado). A continuación, se presenta el porcentaje del epígrafe “Inversiones” del ejercicio 2021 que corresponde a cada categoría de actividades: Millones de Euros Inversiones 2021 Importe Porcentaje (%) Actividades Elegibles Alineadas (1) 1.633 75,0 Actividades Elegibles No Alineadas 140 6,5 Actividades No Elegibles 403 18,5 TOTAL (2) 2.176 100,0 (1) Corresponden al segmento de Generación Renovable (32,7%), Comercialización de Energía (1,4%), Comercialización de otros Productos y Servicios (2,2%) y Distribución (38,7%). (2) No incluye altas por derechos de uso por importe de 213 millones de euros. En el ejercicio 2021, el 75% de las inversiones brutas de ENDESA corresponde a actividades alineadas con la Taxonomía de la Unión Europea (UE), es decir, a actividades económicas que contribuyen al objetivo de mitigación del Cambio Climático sin causar daños a otros objetivos medioambientales y respetando las garantías sociales mínimas. 10.6. Obligaciones contractuales y operaciones fuera de Balance. La información relativa a obligaciones contractuales y operaciones fuera del Estado de Situación Financiera Consolidado se incluye en la Nota 50 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 11. Resultados por Segmentos. Los datos relativos a Segmentos, que incluyen criterios de segmentación e información por Segmentos y áreas geográficas, se incluyen en la Nota 8 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. A continuación, se presenta el detalle de las magnitudes más relevantes del Estado del Resultado Consolidado e Inversiones de ENDESA por Segmentos durante los ejercicios 2021 y 2020: 106 Millones de Euros 2021 Generación y Comercialización Distribución Estructura y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Consolidación Total Generación Convencional (1) Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización Total INGRESOS 8.135 871 16.176 270 (6.950) 18.502 2.575 465 (643) 20.899 Ingresos con Terceros 2.874 243 15.089 268 - 18.474 2.420 5 - 20.899 Ingresos por Transacciones entre Segmentos 5.261 628 1.087 2 (6.950) 28 155 460 (643) - APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (5.126) 158 (17.140) (144) 6.888 (15.364) (146) (1) 147 (15.364) INGRESOS Y GASTOS POR DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS (1.419) (22) 1.984 - - 543 - - - 543 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN (3) 1.590 1.007 1.020 (2) 126 (62) 3.681 2.429 464 (496) 6.078 COSTES FIJOS DE EXPLOTACIÓN Y OTROS RESULTADOS (731) (166) (475) (76) 62 (1.386) (464) (446) 496 (1.800) RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN (EBITDA) (3) 859 841 545 50 - 2.295 1.965 18 - 4.278 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros (1.136) (215) (106) (45) - (1.502) (646) (49) - (2.197) Amortizaciones (480) (205) (106) (45) - (836) (644) (49) - (1.529) Dotación Deterioro de Activos no Financieros (656) (10) - - - (666) (2) - - (668) Reversión Deterioro de Activos no Financieros - - - - - - - - - - Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros (10) - (90) (4) - (104) (21) - - (125) Dotación Deterioro de Activos Financieros (11) (1) (244) (9) - (265) (29) - - (294) Reversión Deterioro de Activos Financieros 1 1 154 5 - 161 8 - - 169 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN (EBIT) (3) (287) 626 349 1 - 689 1.298 (31) - 1.956 Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación (6) 2 - - - (4) 3 - - (1) (1) Incluye el Margen de Contribución, el Resultado Bruto de Explotación (EBITDA), el Resultado de Explotación (EBIT) de la Generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) por importe de 518 millones de euros, positivos, 279 millones de euros, positivos, y 471 millones de euros, negativos, respectivamente. (2) Incluye el Margen de Contribución de gas para comercialización por importe de 170 millones de euros. (3) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 107 Millones de Euros 2020 Generación y Comercialización Distribución Estructura y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Consolidación Total Generación Convencional (1) Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización Total INGRESOS 5.162 776 11.935 235 (3.169) 14.939 2.720 519 (1.128) 17.050 Ingresos con Terceros 1.828 238 12.214 231 - 14.511 2.534 5 - 17.050 Ingresos por Transacciones entre Segmentos 3.334 538 (279) 4 (3.169) 428 186 514 (1.128) - APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (3.421) (145) (10.955) (117) 3.203 (11.435) (174) - 540 (11.069) INGRESOS Y GASTOS POR DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS 123 - (24) - (74) 25 - - - 25 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN (3) 1.864 631 956 (2) 118 (40) 3.529 2.546 519 (588) 6.006 COSTES FIJOS DE EXPLOTACIÓN Y OTROS RESULTADOS (854) (191) (495) (79) 40 (1.579) (557) (649) 588 (2.197) RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN (EBITDA) (3) 1.010 440 461 39 - 1.950 1.989 (130) - 3.809 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros (758) (190) (105) (38) - (1.091) (632) (64) - (1.787) Amortizaciones (436) (190) (105) (38) - (769) (633) (62) - (1.464) Dotación Deterioro de Activos no Financieros (349) - - - - (349) (1) (2) - (352) Reversión Deterioro de Activos no Financieros 27 - - - - 27 2 - - 29 Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros 11 3 (114) (8) - (108) (3) 1 - (110) Dotación Deterioro de Activos Financieros (3) - (202) (8) - (213) (40) - - (253) Reversión Deterioro de Activos Financieros 14 3 88 - - 105 37 1 - 143 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN (EBIT) (3) 263 253 242 (7) - 751 1.354 (193) - 1.912 Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 25 2 1 - - 28 6 - - 34 (1) Incluye el Margen de Contribución, el Resultado Bruto de Explotación (EBITDA), el Resultado de Explotación (EBIT) de la Generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) por importe de 534 millones de euros, positivos, 211 millones de euros, positivos, y 220 millones de euros, negativos, respectivamente. (2) Incluye el Margen de Contribución de gas para comercialización por importe de 89 millones de euros. (3) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 108 11.1. Generación y comercialización. Las principales magnitudes en el ejercicio 2021 y su variación respecto del mismo periodo del ejercicio anterior se detallan a continuación: Millones de Euros Generación y Comercialización 2021 2020 Diferencia % Var. Margen de Contribución 3.681 3.529 152 4,3 Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) 2.295 1.950 345 17,7 Resultado de Explotación (EBIT) 689 751 (62) (8,3) Margen de contribución. En el ejercicio 2021 el margen de contribución del Segmento de Generación y Comercialización ha ascendido a 3.681 millones de euros, lo que ha supuesto un aumento de 152 millones de euros (+4,3%) en comparación con el mismo periodo del ejercicio anterior debido, principalmente, al ingreso registrado por la devolución relativa al Canon Hidráulico Estatal en la Generación Renovable (véase Apartado 9.2.2 de este Informe de Gestión Consolidado) que se ha visto compensada parcialmente con el aumento del precio aritmético acumulado (111,9 €/MWh; +229,1%) en el mercado mayorista de la electricidad y de los precios de las “commodities”, en la Generación Convencional. Resultado Bruto de Explotación (EBITDA). El resultado bruto de explotación (EBITDA) del ejercicio 2021 se ha situado en 2.295 millones de euros (+17,7). Para analizar la evolución durante el ejercicio 2021, hay que tener en consideración los siguientes aspectos: − El aumento del 4,3% en el margen de contribución. − La actualización de las provisiones por planes de restructuración de plantilla en vigor por importe de 10 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2021 (17 millones de euros, positivos, en el ejercicio de 2020). − La entrada en vigor, en el ejercicio 2020, del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” que supuso un impacto positivo de 215 millones de euros. − El registro, en el ejercicio 2020, de determinadas provisiones por reestructuración de plantilla por un importe total de 310 millones de euros. Resultado de Explotación (EBIT). El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio 2021 se ha situado en 689 millones de euros, lo que supone una disminución de 62 millones de euros como consecuencia, principalmente, de: − El aumento del 17,7% en el resultado bruto de explotación (EBITDA). − La dotación, en el ejercicio 2021, de un deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 652 millones de euros (338 millones de euros en el ejercicio 2020). 11.2. Distribución. Las principales magnitudes en el ejercicio 2021 y su variación respecto del mismo periodo del ejercicio anterior se detallan a continuación: Millones de Euros Distribución 2021 2020 Diferencia % Var. Margen de Contribución 2.429 2.546 (117) (4,6) Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) 1.965 1.989 (24) (1,2) Resultado de Explotación (EBIT) 1.298 1.354 (56) (4,1) 109 Margen de contribución. El margen de contribución en el ejercicio 2021 ha ascendido a 2.429 millones de euros, lo que supone una disminución de 117 millones de euros (-4,6%) en comparación con el mismo periodo del ejercicio anterior debido, principalmente, a la reducción del ingreso regulado de la actividad de distribución por importe de 116 millones de euros (-5,3%) debido, entre otros aspectos, al nuevo valor de tasa de retribución financiera de aplicación desde el 1 de enero de 2021. Resultado Bruto de Explotación (EBITDA). El resultado bruto de explotación (EBITDA) del ejercicio 2021 se ha situado en 1.965 millones de euros (-1,2%). Para analizar la evolución durante el ejercicio 2021 respecto del mismo ejercicio del año anterior hay que tener en consideración: − La evolución negativa del margen de contribución (-4,6%). − La actualización de las provisiones por planes de restructuración de plantilla en vigor por importe de 5 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2020. − La entrada en vigor, en el ejercicio 2020, del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” que supuso un impacto positivo de 269 millones de euros. − El registro, en el ejercicio 2020, de determinadas provisiones por reestructuración de plantilla por importe de 315 millones de euros. Resultado de Explotación (EBIT). El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio 2021 ha disminuido en 56 millones de euros (-4,1%) respecto del ejercicio anterior como consecuencia, principalmente, de la disminución del 1,2% en el resultado bruto de explotación (EBITDA). 11.3. Estructura y otros. Las principales magnitudes en el ejercicio 2021 y su variación respecto del ejercicio anterior se detallan a continuación: Millones de Euros Estructura y Otros 2021 2020 Diferencia % Var. Margen de Contribución (32) (69) 37 (53,6) Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) 18 (130) 148 (113,8) Resultado de Explotación (EBIT) (31) (193) 162 (83,9) Margen de contribución. El margen de contribución en el ejercicio 2021 se ha situado en 32 millones de euros, negativos. Resultado Bruto de Explotación (EBITDA). El resultado bruto de explotación (EBITDA) del ejercicio 2021 ha aumentado en 148 millones de euros, respecto del mismo periodo del ejercicio anterior como consecuencia, principalmente, de: − La actualización de las provisiones por planes de restructuración de plantilla en vigor por importe de 8 millones de euros, negativos, en el ejercicio 2021 (22 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2020). − La entrada en vigor, en el ejercicio 2020, del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” que supuso un impacto positivo de 31 millones de euros. − El registro, en el ejercicio 2020, de determinadas provisiones por reestructuración de plantilla por importe de 134 millones de euros. − El gasto, en el ejercicio de 2020, por importe de 25 millones de euros, correspondiente al Plan de Responsabilidad Pública por la crisis sanitaria COVID-19 (véase Apartado 8.3 de este Informe de Gestión Consolidado). 110 Resultado de Explotación (EBIT). El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio 2021 ha aumentado en 162 millones de euros respecto del mismo periodo del ejercicio anterior como consecuencia, principalmente, de la evolución del Resultado Bruto de Explotación (EBITDA). 11.4. Resultados por Segmentos e inversiones según Taxonomía de la Unión Europea (UE). ENDESA ha clasificado sus actividades económicas de la cadena de valor en 3 categorías, Elegible Alineada, Elegible No Alineada y No Elegible, de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE) (véase Apartado 1.5 de este Informe de Gestión Consolidado). A continuación, se presenta el porcentaje de los principales epígrafes del Estado del Resultado Consolidado del ejercicio 2021 e inversiones que corresponde a cada categoría de actividades: Cadena de Valor | Actividades Económicas 2021 Ingresos Otros Gastos Fijos de Explotación (1) Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) Inversiones Importe Porcentaje (%) Importe Porcentaje (%) Importe Porcentaje (%) Importe Porcentaje (%) Generación y Comercialización 18.502 88,5 288 76,2 2.295 53,6 1.299 59,7 Generación Convencional 8.135 38,9 221 58,5 859 20,1 333 15,3 Actividades Elegibles Alineadas - - - - - - - - Actividades Elegibles No Alineadas - - - - - - - - Actividades No Elegibles 8.135 38,9 221 58,5 859 20,1 333 15,3 Generación Renovable 871 4,2 53 14,0 841 19,7 717 33,0 Actividades Elegibles Alineadas 700 3,3 52 13,8 676 15,8 711 32,7 Actividades Elegibles No Alineadas 8 0,0 1 0,3 9 0,2 1 0,0 Actividades No Elegibles 163 0,8 - 0,0 156 3,6 5 0,2 Comercialización de Energía 16.176 77,4 11 2,9 545 12,7 195 9,0 Actividades Elegibles Alineadas 2.205 10,6 2 0,5 74 1,7 31 1,4 Actividades Elegibles No Alineadas 9.742 46,6 6 1,6 328 7,7 137 6,3 Actividades No Elegibles 4.229 20,2 3 0,8 143 3,3 27 1,2 Comercialización de otros Productos y Servicios 270 1,3 3 0,8 50 1,2 54 2,5 Actividades Elegibles Alineadas 219 1,0 2 0,5 58 1,4 49 2,3 Actividades Elegibles No Alineadas - - - - - - - - Actividades No Elegibles 51 0,2 1 0,3 (8) (0,2) 5 0,2 Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización (6.950) (33,3) - - - - - - Distribución 2.575 12,3 91 24,1 1.965 45,9 845 38,8 Actividades Elegibles Alineadas 2.553 12,2 91 24,1 1.943 45,4 843 38,7 Actividades Elegibles No Alineadas - - - - - - 2 0,1 Actividades No Elegibles 22 0,1 - - 22 0,5 - - Estructura y Servicios y Ajustes (178) (0,9) (1) (0,3) 18 0,4 32 1,5 TOTAL 20.899 100,0 378 100,0 4.278 100,0 2.176 (2) 100,0 (1) Costes que son parte del epígrafe “Otros gastos fijos de explotación”, considerados susceptibles de clasificación entre las categorías de actividades de acuerdo con el Reglamento de la Taxonomía de la Unión Europea (UE). (2) No incluye altas por derechos de uso por importe de 213 millones de euros. 111 Las actividades elegibles y alineadas son actividades económicas que contribuyen al objetivo de mitigación del Cambio Climático sin causar daños a otros objetivos medioambientales y respetando las garantías sociales mínimas. 12. Cambio Climático y Equilibrio con el Medioambiente. ENDESA promueve un modelo de reporting sobre la base de la transparencia, con el objetivo de hacer patente a los grupos de interés que su compromiso y ambición en la lucha contra el Cambio Climático y en favor de la Sostenibilidad ambiental es firme, decidida y realista. 12.1 Cambio Climático. Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con el Cambio Climático. En los ejercicios 2021 y 2020 los indicadores de desempeño (KPIs) relacionados con el Cambio Climático han evolucionado conforme se indica a continuación: Indicadores de Desempeño (KPIs) (1) Unidad Descripción 2021 2020 Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 1 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) Toneladas (t) Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de Alcance 1 de la Huella de Carbono, que incluye las emisiones directas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) procedentes de fuentes controladas por la Sociedad (incluye las emisiones derivadas del consumo de combustibles para la producción de electricidad en las centrales de generación térmica, uso de hexafluoruro de azufre (SF6), fugas de metano generadas en los embalses de las centrales hidráulicas, climatización de oficinas y flota propia). 10.702.129 10.298.310 Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 2 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) – location based Toneladas (t) Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de Alcance 2 de la Huella de Carbono, que incluye las pérdidas técnicas producidas durante la distribución de la energía eléctrica no generada por la Sociedad. 470.773 457.184 Emisiones Indirectas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) - Alcance 2 - Adquisición de Energía de la Red Toneladas (t) Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) asociadas a la producción de la energía eléctrica consumida en edificios de oficinas y terminales portuarias. 5.516 Na Emisiones indirectas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) -Alcance 2 - Pérdidas de la Red de Distribución Toneladas (t) Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) asociadas a las pérdidas técnicas en la distribución de electricidad no generada por la Sociedad. 465.257 Na Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 3 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) Toneladas (t) Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de Alcance 3 de la Huella de Carbono, que incluye aquellas emisiones que no son producidas por fuentes controladas por la Sociedad, pero que son consecuencia de su actividad. 21.737.472 21.213.651 Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Alcance 3 de Gases de Efecto Invernadero (GEI) Imputables a Ventas de Gas Toneladas (t) Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) asociadas a la extracción, producción, transporte y uso por parte del usuario final del gas natural comercializado. 15.157.936 14.627.425 Emisiones de Dióxido de Carbono (CO 2 ) g/kWh Emisiones específicas de dióxido de carbono (CO 2 ) “Emissions Trading System” (ETS). 182 180 Porcentaje que representan las Tecnologías no Emisoras en el “mix” de Generación (%) Porcentaje que representan las tecnologías no emisoras, nucleares y renovables en el “mix” de generación. - 69,8 Precio de Referencia del Dióxido de Carbono (CO 2 ) (€) 53,2 24,7 (1) Fuente: Elaboración propia. Nota: A fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado el cálculo de los resultados de Huella de Carbono de ENDESA para el año 2021 está en proceso de verificación. ENDESA calcula y verifica sus emisiones según las directrices recogidas en el GHG Protocol, con el enfoque location-based. 12.1.1. Métricas y objetivos. Huella de Carbono. En el momento crítico actual, las evidencias científicas y la ambición en los nuevos objetivos climáticos están provocando una actualización integral de la legislación, que, sin duda, afecta a todos los sectores económicos. Las empresas deben estar a la altura de las circunstancias y realizar cambios significativos en sus operaciones, impulsando planes de transformación sostenible. ENDESA, como empresa eléctrica, juega un papel crucial en la transformación energética y está preparada para abordar los retos climáticos que se presentan. Para ello, ha lanzado el nuevo Plan Estratégico 2022- 2024 que actualiza su apuesta por la Transición Energética para convertirse en una empresa totalmente libre de emisiones en 2040. El Plan sitúa la descarbonización en el centro de la estrategia de ENDESA, y define 112 una importante aceleración en la reducción de emisiones, permitiendo así su alineación con el Escenario de 1,5ºC de la “Science Based Target initiative” (SBTi) para el Sector Eléctrico. ENDESA quiere mantener su liderazgo en la lucha contra el Cambio Climático, con una renovada visión a 2030 y un nuevo hito clave, como es la completa descarbonización en 2040. Cada año, ENDESA trabaja en aumentar la ambición de sus objetivos, queriendo dar respuesta a las necesidades de la sociedad y del planeta. ENDESA cierra el año 2021 consolidando su tendencia acumulada de reducción de emisiones, en seis años y, desde la adopción del Acuerdo de París en 2015, ha reducido las emisiones en un 69%; y en un 81% desde 2005, año en que entró en vigor el Protocolo de Kioto. ENDESA calcula y verifica la Huella de Carbono voluntariamente desde el año 2009. Dicho proceso incluye el desarrollo de una metodología de cálculo y de una herramienta informática propia, la implantación de un sistema de gestión y la determinación de un inventario de emisiones y remociones de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en toda su extensión. ENDESA tiene registrada su Huella de Carbono desde 2013 y ha demostrado una senda de reducción de sus emisiones, según los criterios establecidos por la Oficina Española de Cambio Climático. Durante el año 2021, ENDESA ha verificado su Huella de Carbono correspondiente al ejercicio 2020 y ha publicado el informe correspondiente https://www.endesa.com/content/dam/endesa- com/home/prensa/publicaciones/otraspublicaciones/documentos/huella-de-carbono-2020-es.pdf. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha vuelto a reconocer los esfuerzos y resultados ya obtenidos por ENDESA en su Huella de Carbono 2020. De este modo, se ha convertido en la única empresa del Sector Energético en España que consigue, por cuarto año consecutivo, el triple sello del Registro de Huella de Carbono otorgado por la Oficina Española de Cambio Climático a aquellas organizaciones comprometidas con el cálculo, la reducción y la compensación de sus emisiones. 0 10 20 30 40 50 60 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Evolución emisiones ETS de ENDESA en el marco del RCDE UE (Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea (UE)) (Millones de tCO 2 )  69%  81% 113 Emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) directas e indirectas. ENDESA trabaja de manera constante para culminar en el año 2040 su reconversión hacia una empresa completamente descarbonizada, intensificando para ello periódicamente las acciones necesarias para alcanzar este fin a la mayor brevedad posible. Muestra de ello es la disminución de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de ENDESA en los últimos años (53% de reducción con respeto al año 2017), incluso superando los objetivos comprometidos en los diferentes Planes Estratégicos. Dióxido de Carbono (CO 2 ) (t) Alcance 1 Dióxido de Carbono (CO 2 ) (t) Alcance 2 Dióxido de Carbono (CO 2 ) (t) Alcance 3 2019 17.474.762 460.890 25.359.022 2020 10.298.310 457.184 21.213.651 2021 10.702.129 470.773 21.737.472 ENDESA calcula y verifica sus emisiones según las directrices recogidas en el “GHG Protocol”. Este estándar internacional proporciona las normas y directrices para las empresas y otras organizaciones en lo referente a la elaboración del inventario de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). En relación al ligero aumento observado en las emisiones directas de 2021 cabe hacer mención a la reactivación de la actividad tras la pandemia COVID-19, unida a la coyuntura energética internacional. Cabe señalar que pese a experimentar un ligero aumento con respecto a las emisiones directas del año 2020, la senda de descarbonización avanza según lo comprometido en los objetivos. A continuación se muestra el detalle de la Huella de Carbono en el ejercicio 2021: Actividades CO 2 eq(t) Alcance 1 Emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ) y óxido nitroso (N 2 O) derivadas del consumo de combustibles (carbón, fuel/gasoil, gas natural, biogás) para la producción de electricidad en las centrales de generación. 10.537.446 Alcance 1 Emisiones fugitivas de metano (CH 4 ) en los embalses propiedad de ENDESA asociados a la generación hidráulica. 49.020 Alcance 1 Emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ) y óxido nitroso (N 2 O) derivadas del consumo de combustibles en la flota propia de vehículos. 3.409 Alcance 1 Emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ), metano (CH 4 ) y óxido nitroso (N 2 O) derivadas del consumo de combustibles en los buques fletados por ENDESA para el transporte de gas natural licuado (GNL). 58.619 Alcance 2 Emisiones asociadas a la generación de electricidad necesaria para compensar las pérdidas técnicas producidas durante la distribución de la energía eléctrica no generada por ENDESA (location based). 465.257 Alcance 2 Emisiones asociadas a la generación de electricidad necesaria para compensar las pérdidas técnicas producidas durante la distribución de la energía eléctrica no generada por ENDESA (market based). 778.231 Alcance 2 Emisiones generadas por el consumo eléctrico en los centros no generadores (location based). 5.516 Alcance 2 Emisiones generadas por el consumo eléctrico en los centros no generadores (market based). 8.677 Alcance 3 Emisiones asociadas a la extracción, producción y transporte de combustibles consumidos en las centrales de generación térmica de la Compañía. 2.684.787 Alcance 3 Emisiones asociadas a la extracción, producción, transporte y uso por parte del usuario final del gas natural comercializado. 15.157.936 Alcance 3 Emisiones asociadas a la parte de la electricidad comercializada que no ha sido generada en centrales propias de ENDESA. 3.669.216 La intensidad de las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) se calcula a partir de las emisiones directas del Sistema de Comercio de Emisiones (Emissions Trading System (ETS)) certificadas de las instalaciones de generación térmica, dividida por la producción neta de electricidad. La tabla siguiente muestra la evolución de la intensidad de emisiones. Absolutas (1) (Toneladas) Específicas (1) (kgCO 2 /kWh) 2019 17.287.446 0,282 2020 10.127.975 0,180 2021 10.512.071 0,182 (1) La intensidad de las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) se calcula a partir de las emisiones directas “Emissions Trading System” (ETS) certificadas de las instalaciones de generación térmica, dividida por la producción neta de electricidad. Para evidenciar la senda de reducción de emisiones de ENDESA de acuerdo con el objetivo establecido en el Plan Estratégico 2021-2023 de reducir las emisiones específicas de Alcance 1 de dióxido de carbono (CO 2 ) equivalente hasta 150 gCO 2 eq/kWh en 2023 y por debajo de 95 gCO 2 eq/kWh en 2030, un nivel de emisiones alineado con el criterio “Science Based Targets initiative” (SBTi) para limitar el incremento de temperatura a 1,5ºC, se calcula la intensidad de emisiones de Alcance 1, que en 2021 ha sido de 186 gCO 2 eq/kWh. 114 Objetivos de reducción de dióxido de carbono (CO 2 ). Horizonte de Tiempo Año Objetivo de Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) A Corto Plazo 2024 Emisiones específicas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de Alcance 1: 145 (g/CO 2 e/kWh). (~-67% con respecto a 2017). A Medio Plazo 2030 Emisiones específicas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de Alcance 1: <95 (g/CO 2 e/kWh). (~-80% con respecto a 2017). A Largo Plazo 2040 Descarbonización total del mix energético sin utilizar instrumentos de compensación de dióxido de carbono (CO 2 ) (Alineamiento con objetivos Net Zero a 2040). El Plan Estratégico 2022-2024 actualiza la apuesta de ENDESA por la Transición Energética, para convertirse en una empresa totalmente libre de emisiones en 2040. La inversión bruta en renovables contemplada en dicho Plan asciende a 3.100 millones de euros para lograr que el 92% de la producción peninsular esté libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) al final del ejercicio 2024. Junto a la actualización de dicho Plan Estratégico, ENDESA ha revisado con criterios más ambiciosos la visión de sus principales objetivos de negocio en el horizonte 2030, incluyendo como objetivo conseguir unas emisiones específicas de Alcance 1 inferiores a 95 gCO 2 e/kWh (que representa una reducción del 80% respecto a 2017). El ambicioso objetivo de adelantar a 2040 la completa descarbonización de las actividades de ENDESA se conseguirá sobre la base de cuatro ejes de actuación recogidos en su Plan Estratégico: 1. El despliegue de nueva capacidad renovable que haga 100% libre de emisiones toda la actividad de generación (dentro y fuera de la Península Ibérica), desde el 40% en 2021 y el 70% estimado en 2030; 2. La hibridación de instalaciones renovables con tecnologías de almacenamiento y de producción de hidrógeno verde; 3. La salida del negocio del carbón en 2027; y 4. La salida del negocio minorista de comercialización de gas en 2040. 12.1.2. Iniciativas en materia de Cambio Climático. CDP. En el ejercicio 2021, numerosos inversores institucionales y grandes clientes han instado a las empresas a divulgar su desempeño sobre impactos, riesgos y oportunidades ambientales a través de la plataforma del CDP sobre Cambio Climático, seguridad hídrica y bosques. Este mismo año han sido numerosas empresas y ciudades, Estados y regiones las que han respondido a los cuestionarios propuestos revelando sus impactos ambientales. ENDESA participa desde 2006 en la iniciativa “CDP Climate Change”, el índice más prestigioso en materia de Cambio Climático, que ofrece información global sobre la gestión de los riesgos y oportunidades identificados por las mayores empresas a nivel mundial. ENDESA, en el año 2021, ha renovado la calificación “Leadership” por tercer año consecutivo. Proyectos Clima. ENDESA continúa participando en los Proyectos Clima liderados por la Oficina Española de Cambio Climático y, por tercer año consecutivo, ha conseguido el “Certificado de Reconocimiento de Reducciones de Emisiones Verificadas” del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), después de un exhaustivo proceso de verificación de sus proyectos durante el año 2021. Los Proyectos Clima son proyectos promovidos por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) a través del Fondo de Carbono para una Economía Sostenible (FES-CO 2 ), con el objetivo primordial de reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en los llamados “Sectores Difusos” y marcar una senda de transformación del sistema productivo hacia un modelo bajo en carbono. 115 En el ejercicio 2021, ENDESA ha visto reconocidas sus reducciones de emisiones verificadas gracias a siete actividades focalizadas en los ámbitos de la movilidad y la ingeniería sostenible. Dentro del ámbito de la Movilidad Sostenible, se encuentra el Plan de Movilidad Eléctrica mediante Car- Sharing (Canarias, Zaragoza, Madrid y Málaga), que pretende promover un cambio modal en la utilización del transporte de los empleados, fomentando la utilización de vehículos eléctricos en sustitución de taxis para sus desplazamientos por trabajo, con la consecuente reducción de emisiones que esto supone. Por otro lado, están los Planes de Movilidad Eléctrica para empleados de los años 2017, 2018 y 2019. Dichos planes ofrecen de nuevo a los trabajadores la posibilidad de disponer de un vehículo eléctrico a un menor coste por un periodo de tres años prorrogables. Por último, se encuentra el Plan de Movilidad Eléctrica para vehículos de obra que tiene por objeto la sustitución de vehículos de combustión utilizados en los desplazamientos de las obras de construcción de nuevas plantas renovables, por vehículos 100% eléctricos, reduciendo así las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ). Finalmente, el programa de Ingeniería Sostenible incluye la actividad Ingeniería Sostenible en obra con energía solar. Este proyecto consiste en la instalación de placas fotovoltaicas en obras de construcción de nuevas plantas renovables para generar energía eléctrica, disminuyendo así el consumo de combustible fósil en los grupos electrógenos. Gracias a la participación en Proyectos Clima, ENDESA ha conseguido el reconocimiento de la reducción de más de 300 toneladas de dióxido de carbono (CO 2 ) en 2021, totalizando más de 2.000 toneladas de dióxido de carbono (CO 2 ) evitadas desde el inicio del reconocimiento de los Proyectos Clima. 12.2. Protección del medioambiente. Indicadores de Desempeño (KPIs) en materia medioambiental. En los ejercicios 2021 y 2020 los indicadores de desempeño (KPIs) en materia medioambiental han evolucionado conforme se indica a continuación: Indicadores de Desempeño (KPIs) (1) Unidad Descripción 2021 2020 Emisiones Específicas de Dióxido de Azufre (SO 2 ) gSO 2 /kWh Emisiones específicas de dióxido de azufre (SO 2 ). 0,13 0,17 Emisiones Específicas de Óxido de Nitrógeno (NOx) gNOx/kWh Emisiones específicas óxido de nitrógeno (NO X ). 0,75 0,77 Emisiones Específicas de Partículas g/kWh Emisiones específicas de partículas. 0,01 0,01 Consumo Total de Combustible (Mtep) Combustible total consumido en millones de toneladas equivalentes de petróleo. 10,25 10,06 Rendimiento Medio del Parque Térmico (%) Rendimiento medio del parque térmico. 44,88 43,41 Captación Específica de Agua en Generación l/MWh Captación específica de agua para uso industrial para el proceso de generación de electricidad. 79 91 Superficie Ocupada por Instalaciones dentro de Algún Espacio Natural km 2 Superficie ocupada por Instalaciones que se encuentran dentro de algún espacio natural protegido. 789 874 (1) Fuente: Elaboración Propia. 12.2.1. Política medioambiental de ENDESA. ENDESA considera la excelencia medioambiental como un valor fundamental de su cultura empresarial, y formaliza su compromiso a través de su Política Medioambiental, que en 2021 ha sido revisada y aprobada por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A., con la finalidad de adecuarla al contexto actual y a las exigencias que conlleva su compromiso contra el calentamiento global. ENDESA realiza sus actividades de manera respetuosa con el medioambiente y conforme a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), y está firmemente comprometida con la conservación y el uso sostenible de los recursos que emplea en línea con los principios de la Economía Circular, aplicando siempre criterios de excelencia. En el cumplimiento de sus compromisos medioambientales, ENDESA identifica, evalúa y gestiona los aspectos e impactos medioambientales derivados de sus actividades esforzándose en minimizar los negativos y maximizar los positivos, tal y como menciona en su política medioambiental: https://www.endesa.com/content/dam/enel- es/home/inversores/gobiernocorporativo/politicascorporativas/documentos/POLITICA-MEDIOAMBIENTAL- ENDESA_21_06_21.pdf 116 12.2.2. Inversiones y gastos medioambientales. Las inversiones brutas y gastos de ENDESA en actividades relacionadas con la gestión medioambiental en los ejercicios 2021 y 2020 han sido los siguientes (véase Nota 20.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021): Millones de Euros Inversión Bruta Anual Medioambiente Inversión Bruta Acumulada Medioambiente Gasto Anual Medioambiente 2021 2020 % Var. 2021 2020 % Var. 2021 2020 % Var. Generación y Comercialización 23 51 (54,9) 1.550 1.527 1,5 61 207 (70,5) Distribución 18 10 80,0 388 370 4,9 27 31 (12,9) Estructura, Servicios y Otros (1) - - Na - - Na - - Na TOTAL (2) 41 61 (32,8) 1.938 1.897 2,2 88 238 (63,0) (1) Estructura, Servicios y Ajustes. (2) De los gastos relacionados con actividades medioambientales, 24 millones de euros en 2021 y 180 millones de euros en 2020 corresponden a la dotación por amortizaciones y pérdidas por deterioro de las inversiones. En 2020 incluía pérdidas por deterioro asociadas a las centrales térmicas de As Pontes (A Coruña) y Litoral (Almería). 12.2.3. Gestión medioambiental avanzada. Sistema de gestión ambiental. Los compromisos adquiridos en la política medioambiental se materializan en los Sistemas de Gestión Ambiental de los diferentes negocios de ENDESA. Estos Sistemas permiten alinear la dimensión ambiental dentro del modelo de Sostenibilidad de ENDESA, integrando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y articulando los mecanismos para medir y evaluar el desempeño ambiental a través de un conjunto de indicadores que consideran el ciclo de vida, e integran así el concepto de Economía Circular y el de capital natural en la gestión. Los indicadores recogen el comportamiento de las instalaciones sobre todos los vectores ambientales y permiten constatar el cumplimiento de todas las obligaciones legales existentes en materia ambiental en torno a la operación de los negocios, así como el alineamiento con la senda trazada por ENDESA para evaluar el grado de consecución de los objetivos estratégicos y las metas definidas. ENDESA comprometida con alcanzar la excelencia en la gestión ambiental de su actividad empresarial a lo largo de toda la cadena de valor estableció de nuevo en su Plan de ENDESA de Sostenibilidad (PES) 2021- 2023 el objetivo de mantener el 100% de sus instalaciones de generación y de distribución certificadas por la Norma Internacional (ISO 14001). El objetivo se ha cumplido en 2021 y, en aras de mantener el compromiso, se incluye en el nuevo Plan de ENDESA de Sostenibilidad (PES) 2022-2024. Los Sistemas de Gestión Ambiental de ENDESA se sustentan en procedimientos y normas internacionales que son auditados por entidades independientes de reconocido prestigio, y permiten asegurar que, de una forma periódica y sistemática se lleva a cabo la identificación, evaluación y control de los impactos ambientales que pudieran generar sus instalaciones y operaciones. En la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consolidado ENDESA dispone de las siguientes certificaciones ambientales: Actividad Norma Certificado en 2021 Generación Eléctrica (Térmica, Hidráulica y Renovable) ISO14001:2015 100% 9001 100% 50001 3 Centrales Térmicas EMAS 12 Centrales Térmicas (74% de la potencia neta instalada) Distribución de Electricidad 14001, 9001, 50001 100% Residuo Cero 100% de la actividad desarrollada en Aragón, Castilla y León y Galicia. Terminales Portuarias 14001, 9001, EMAS, Residuo Cero 100% Sedes Corporativas y Edificios de Oficinas 14001, 50001, UNE-EN 171.330-3 5 sedes principales ENDESA Energía 9001, 14001 100% de su actividad ENDESA X 9001, 14001 100% de su actividad En referencia a las últimas certificaciones obtenidas por ENDESA durante el año 2021 cabe destacar el certificado “Residuo Cero” recibido por parte de AENOR (Asociación Española de Normalización y 117 Certificación) en el negocio de distribución para la actividad desarrollada en Aragón, Castilla y León y Galicia. Se trata de la primera ocasión en que una distribuidora eléctrica en España recibe esta certificación, que reconoce a las organizaciones que apuestan por la Sostenibilidad para el desarrollo de su actividad y que valorizan y documentan la trazabilidad de más del 90% de los residuos que generan desde su producción hasta el destino final. Gestión de riesgos y pasivos ambientales. ENDESA está sujeta a la normativa medioambiental que afecta tanto al curso normal de sus operaciones como al desarrollo de sus proyectos, lo cual conlleva riesgos y costes. Adicionalmente, ENDESA está expuesta a riesgos medioambientales inherentes a su negocio, que incluyen los riesgos derivados de la gestión de residuos, vertidos y emisiones de todas sus actividades y, por ello, puede ser declarada responsable por daños al medioambiente. Para dar cumplimiento a las obligaciones derivadas de la Ley de Responsabilidad Medioambiental española, ENDESA desarrolló el Proyecto MIRAT, basándose en una metodología elaborada a nivel sectorial y aprobada por el actual Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), cuyo objetivo era establecer la garantía financiera obligatoria que dicta la ley para centrales térmicas convencionales y ciclos combinados con una potencia térmica superior a 50 MW a través de la realización de un análisis de riesgos medioambiental. A la vista de los resultados de los análisis de riesgos medioambientales de todas las centrales térmicas convencionales y ciclos combinados, se presentaron a la Administración las correspondientes declaraciones responsables. ENDESA, asimismo, tiene suscrita una póliza de responsabilidad civil y medioambiental que cubre daños personales y/o daños materiales a terceros, y también cubre daños a la biodiversidad según la Directiva 35/2004, de 21 de abril de 2004, de la Unión Europea (UE) y la Legislación Nacional equivalente (Ley 26/2007, de 23 de octubre, de Responsabilidad Medioambiental). Durante el año 2021 se ha implantado en ENDESA una herramienta para el análisis de aspectos, impactos y riesgos ambientales, denominada ERA, en la que se recogen y se analizan los riesgos asociados a los diferentes negocios del Grupo. De forma adicional a los resultados de la evaluación y de la significancia de aspectos ambientales identificados, la metodología incorpora la consideración de aspectos de carácter organizativo, estratégico, económico y reputacional, asociados a las diferentes actividades e infraestructuras de los negocios. Dentro de la herramienta ERA se evalúa también el cumplimiento legal, así como la eficacia de los controles operativos implantados, y se obtiene una valoración del “Riesgo Residual” inherente a cada instalación. En función de los resultados obtenidos puede resultar necesario el lanzamiento de planes de acción específicos para la mitigación de los riesgos ambientales asociados a la actividad. Los resultados de las evaluaciones realizadas en ERA permiten comparar el riesgo ambiental asociado a las diferentes instalaciones y tecnologías. Adicionalmente, ENDESA, en su compromiso con la protección del entorno, siente la obligación de resolver los pasivos ambientales y, por ello, para cada instalación identifica dichos pasivos y los aborda en el marco de sus programas de gestión ambiental reflejándose esta labor mediante su eliminación, disposición final o reutilización. Huella Ambiental. ENDESA calcula su Huella Ambiental en base a una metodología propia de cálculo basada en los más importantes referentes internacionales existentes, entre los que destacan las guías desarrolladas por la Unión Europea (UE) para el cálculo de la Huella Ambiental de organizaciones y productos. Calidad de aire. Durante el año 2021 se ha continuado con una disminución de las emisiones contaminantes, en gran medida debido a un menor funcionamiento de las centrales térmicas, siendo lo más significativo el cierre de las centrales de carbón, pero adicionalmente también debido a la implementación y puesta en marcha de diversas medidas de eficiencia y de protección ambiental en las instalaciones de ENDESA. ENDESA, cuenta con un exhaustivo sistema de control de todas sus emisiones para supervisar en tiempo real las mismas, permitiéndole asegurar en todo momento el cumplimiento de los valores límite de emisión de cada una de sus instalaciones, y la calidad del aire en el entorno de las mismas. Para ello, lleva a cabo un 118 exhaustivo control y mantenimiento de los equipos de medida de chimenea, y los somete a inspecciones anuales llevados a cabo por laboratorios acreditados externos. ENDESA cumple con los parámetros exigidos por la normativa aplicable, implanta tecnologías que las minimizan, y diseña y aplica medidas correctoras de los impactos generados. ENDESA dispone de protocolos correspondientes para el acceso a las instalaciones por entidades externas que adoptan procedimientos de trabajo que garantizan la seguridad tanto de personal externo, como del interno, que han permitido durante el año 2021 continuar con los procesos de inspección y aseguramiento de la calidad de los equipos de control ambiental de las instalaciones, así como de la toma de muestras para el cumplimiento de los requisitos ambientales derivados de la legislación vigente. ENDESA durante el año 2021 ha realizado en varias centrales de generación térmica diversas actuaciones y trámites enfocados a cumplir con los límites legales recogidos en la Directiva 2010/75 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2001, sobre emisiones industriales y del “Best Available Technics Referent Document” (BREF). Entre ellas cabe mencionar la puesta a punto de los sistemas de desnitrificación (SCR) en las instalaciones de Granadilla (Tenerife) y Barranco de Tirajana (Gran Canaria) para reducir las emisiones de óxido de nitrógeno (NOx), o la inyección de agua en las turbinas de la instalación de Mao (Menorca), aprovechando las aguas residuales de la planta de tratamiento de agua de la vecina ciudad de Mao; promoviendo así también el ahorro de agua. Adicionalmente, ENDESA continua avanzando y llevando a cabo acciones encaminadas a lograr la descarbonización total de su “mix” de generación en el año 2040, tales como la obtención de cierre de la central térmica de carbón de Litoral, manteniéndose a la espera de la resolución de la solicitud de cierre presentada para la central térmica de carbón de As Pontes, el estudio del empleo de biocombustible en la generación eléctrica de los Territorios No Peninsulares (TNP) o el estudio de sustitución de combustibles líquidos por gas natural en los mismos. Durante el año 2021 se han continuado realizando modificaciones dentro del proceso de mejora continua de cara a optimizar los sistemas de control de emisiones y reducir las mismas. En el ámbito de los sistemas automáticos de medida, se ha proseguido con la renovación constante de los analizadores de la flota, realizando una sustitución de aquellos más antiguos por otros más modernos o por la instalación de los mismos para el seguimiento en continuo de las emisiones en aquellos focos donde no era requisito legal, como en la central de Ceuta. El éxito de la implantación de todas las medidas citadas se observa en los resultados obtenidos para los indicadores ambientales relacionados con contaminación atmosférica en 2021. Recursos hídricos. ENDESA ha identificado el agua como un recurso crítico que se verá afectado por el Cambio Climático y la gestión integral del agua es una de sus mayores preocupaciones. Las principales líneas de actuación en este ámbito son la mejora de la eficiencia en el consumo, la calidad del agua mediante el control de los vertidos y las aguas residuales y la gestión de los embalses, evaluando su potencial ecológico de acogida de avifauna, las posibilidades de control de especies invasoras y evitando la existencia de tramos secos en los ríos regulados. ENDESA cuenta con una serie de procedimientos para controlar y disminuir los vertidos al agua, así como para mejorar su calidad, principalmente a través de instalaciones de tratamiento de aguas residuales, y realiza periódicamente análisis para identificar cuáles de sus instalaciones se encuentran en zona de estrés hídrico. Destacar que el 99% del agua captada por ENDESA para el uso en sus instalaciones es devuelta al medio. En 2021 el consumo de agua de las instalaciones ubicadas en zona de escasez hídrica ha sido de 155.971 m 3 (155.000 m 3 en 2020). Unidades Gestión Recursos Hídricos (1) 2021 2020 % Var. Extracciones de Agua Totales para Uso Industrial millones de m 3 4,6 5,1 (9,8) Extracción de Agua para Uso Industrial en Zonas con Estrés Hídrico % 18 14 - Extracción Específica de Agua para uso Industrial en el Proceso de Generación de Electricidad l/kWh 79 91 (13,2) Consumo de Agua Total millones de m 3 1,9 5,9 (67,8) Consumo de Agua en Zonas con Estrés Hídrico % 0,88 2,7 - (1) Fuente: Elaboración propia. 119 Residuos. ENDESA dispone de Sistemas de Gestión Ambiental que incluyen procedimientos operativos específicos sobre la gestión de los residuos que se generan en todas sus actividades y que son revisados de manera continua para detectar e impulsar mejoras, así como recoger las novedades legislativas que van surgiendo en la materia. La gestión de los residuos se realiza de acuerdo a la jerarquía de residuos (prevención, preparación para la reutilización, reciclado, otros tipos de valorización, incluyendo la energética, y, por último, eliminación), partiendo siempre de la prevención, y cuando no es posible, priorizando los tratamientos de valorización y reciclaje de los residuos que genera, especialmente los inertes, así como la preparación para la reutilización de aquellos residuos peligrosos que lo admitan, por ejemplo, aceites usados o disolventes de limpieza. Del total de los residuos producidos en ENDESA en el ejercicio 2021, una parte significativa se valoriza en instalaciones externas, siendo un 94% del total de residuos no peligrosos en España y Portugal y un 74% del total de residuos peligrosos en el mismo ámbito geográfico de España y Portugal (84% y 71%, respectivamente, en el ejercicio 2020). 12.2.4. Conservación de la biodiversidad. Política de biodiversidad de ENDESA. ENDESA es consciente de la importancia que tienen la conservación y la mejora de la biodiversidad, el capital natural y los servicios ecosistémicos para el bienestar y el progreso de la sociedad, por ello trabaja a diario en el análisis y la evaluación de sus dependencias e impactos respecto a los mismos, orientando así toda su actividad hacia el objetivo último de la “no pérdida neta de biodiversidad”. Además, el resultado de la aplicación de todos estos principios se integra directamente en la estrategia de ENDESA, incluyendo su consideración en la toma de decisiones sobre nuevos proyectos y en la gestión y operación de los activos existentes. Prueba de ello es la política de Biodiversidad de ENDESA, aprobada por el Consejo de Administración de ENDESA en 2020 y en la que se manifiesta el compromiso de la Compañía con la mitigación de los potenciales impactos sobre la biodiversidad y los servicios ecosistémicos durante todo el ciclo de vida de sus actividades. Se puede consultar en la página web de ENDESA: (https://www.endesa.com/content/dam/endesa- com/home/Sostenibilidad/medioambiente/documentos/politica-de-biodiversidad-endesa.pdf) Por último, cabe destacar la importante labor desarrollada por el Comité de Biodiversidad de ENDESA. Creado en 2020, es el organismo corporativo encargado de trasladar los objetivos de dicha política a la estrategia y a la toma de decisiones de ENDESA, se reúne con periodicidad bimensual e integra a representantes de todas las Líneas de Negocio de ENDESA. En estas sesiones, los integrantes revisan el estado de los proyectos en curso del Plan de Conservación de Biodiversidad, exponen los resultados de proyectos recientemente finalizados, y plantean y evalúan nuevas propuestas de proyectos. Adicionalmente, se expone y analiza la actualidad en materia de regulación, acuerdos y estándares con relación a la biodiversidad, el capital natural y los servicios ecosistémicos que competen a ENDESA. Plan de conservación de la biodiversidad. El Plan de Conservación de la Biodiversidad de ENDESA es el instrumento bajo el que se ejecutan todos los proyectos y actuaciones dentro del ámbito de la biodiversidad que desarrolla ENDESA. Todas estas acciones incluidas en el Plan de Conservación de la Biodiversidad de ENDESA se realizan de manera completamente voluntaria, y muchas veces persiguen ir más allá de los requerimientos ambientales obligatorios. Las principales líneas de actuación del Plan son: − El acondicionamiento del medio físico en los terrenos e instalaciones para aumentar la capacidad de acogida de biodiversidad. − La gestión de factores del medio natural en el entorno de las instalaciones, que contribuyan a mejorar los hábitats de determinadas especies. 120 − El reconocimiento del capital natural, de los ecosistemas naturales que alberga, y de su valor y estado de conservación. − La preservación, en las instalaciones de ENDESA y su entorno, de las especies autóctonas y el control de las especies invasoras. El Plan de Conservación de la Biodiversidad de ENDESA ha acabado 2021 con un total de 29 acciones operativas, con el siguiente detalle: 25 puestas en marcha en años anteriores (con 6 de ellas finalizadas en 2021 y 19 que continúan en curso) y 4 acciones más iniciadas en este año 2021. Durante el ejercicio 2021 las actuaciones más destacadas en las que ENDESA ha participado son las siguientes: Tipología Descripción Estudios e Investigaciones • Diseño de un modelo para la priorización de medidas correctoras orientadas a la prevención de accidentes de avifauna en apoyos de líneas eléctricas de ENDESA. • Estudio de los efectos ambientales de las instalaciones solares fotovoltaicas, en los procesos de planificación, construcción y operación del proyecto. • Estudio ambiental y repercusiones ecológicas del alga invasora en la bahía de Cádiz. • Inventario nacional de daños en encinas y alcornoques por el síndrome de “La Seca”. Actuaciones de Protección de la Avifauna • Medidas de conservación del milano real a través de la participación en el proyecto “Life eurokite”. • Búsqueda de la utilización de la tecnología de telemetría para identificar el uso del hábitat espacial de las especies objetivo y cuantificar las razones clave de la mortalidad de las especies de aves rapaces en la Unión Europea (UE). • Proyecto de conservación del búho real. • Medidas de conservación de la población reintroducida de águila pescadora (Pandion haliaetus) en Cádiz. • Proyecto de recuperación de poblaciones de cernícalo primilla en Aragón. • Proyecto de marcaje y seguimiento de buitre negro en el Parque Natural del Tajo Internacional, transfronterizo entre España y Portugal. Proyectos con Componente Socio Ambiental • Iniciativa Bosque ENDESA. Un ejemplo en materia de Sostenibilidad. Publicaciones, Formaciones y Jornadas de Divulgación • Desayuno de trabajo virtual sobre capital natural del Grupo Español de Crecimiento Verde (GECV) e Iniciativa Española Empresa y Biodiversidad (IEEB). • 15º Congreso Nacional de Medio Ambiente (CONAMA 2020): ENDESA organizó dos mesas de diálogo relacionados con la Biodiversidad: “Avifauna y Tendidos Eléctricos” y “Medioambiente y Renovables”. ENDESA también expuso su experiencia en la Sesión Técnica 20: Gestión forestal. Bosques y Cambio Climático. • PodCast de la web ambiental “PodCastidae”: Entrevista en la que ENDESA explica su compromiso con la biodiversidad desde la perspectiva de una empresa eléctrica. • Cadena Ser Cataluña y Onda Cero Aragón (La Brújula de Aragón): Endesabats: Proyecto por la biodiversidad de los murciélagos en las instalaciones y entorno de generación hidráulica de ENDESA. • Jornadas sobre Participación de ENDESA en el Proyecto de protección transfronteriza del milano real en Europa a través de la reducción de causas de mortalidad de origen antrópico. • Jornada de presentación del Bosque ENDESA Doñana a la Administración. • Jornadas Sistema de Compensación de Emisiones organizadas por el Sistema Andaluz de Compensación de Emisiones (SACE). • Concienciación y formación realizados dentro del proyecto de ENDESA de “Apoyo a la Población del Águila Pescadora”. Curso de Ornitología y Conservación de Aves en Cádiz (formato online). 20 horas impartidas a un total de 150 alumnos. Otras Iniciativas • Grupo de Trabajo sobre el capital natural en el Sector de la Energía en España. Desarrollo de un proceso participativo de análisis del capital natural en el Sector de la Energía con el fin de crear una Hoja de Ruta para la integración del Capital Natural en el Sector Energético español. • Iniciativa Española Empresa y Biodiversidad (IEEB) que la Fundación Biodiversidad junto con el sector empresarial, ha puesto en marcha para impulsar un desarrollo económico compatible con la conservación de la biodiversidad, facilitando un marco sólido de cooperación entre las grandes empresas, Organizaciones No Gubernamentales (ONGs), asociaciones y la Administración, aunando esfuerzos para la mejora y mantenimiento del capital natural en España. • Grupo de trabajo sobre Capital Natural y Biodiversidad. (Grupo Español de Crecimiento Verde) que persigue la integración del capital natural y la biodiversidad en la actividad y toma de decisiones de las empresas españolas, así como establecer un punto de encuentro entre la Administración Nacional y el sector empresarial español al respecto. • Comité de Normalización de Biodiversidad. UNE.CTN 328. UNE, como organismo español de normalización reconocido por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo y representante español en los organismos de normalización internacionales, ha fomentado la creación de este nuevo Comité Técnico y tiene un doble origen: el establecimiento de una nueva área de normalización en el “International Organization for Standardization” (ISO) con el nuevo “International Organization for Standardization/Technical Committee” (ISO/TC) 331 biodiversidad y la presencia, cada vez más importante, de la biodiversidad en los foros de normalización europeos. El Comité Técnico de Normalización (CTN) se crea para permitir la representación de la visión e intereses de las entidades españolas en los trabajos de normalización internacionales y europeos en esta materia y dar cabida a iniciativas internacionales que puedan surgir. Restauración medioambiental. La actividad de ENDESA, ya fuera voluntariamente o por cumplimiento regulatorio, siempre ha estado ligada a la restauración ambiental. Pero esta actividad cobró una relevancia especial a partir de 2016, año en que comienza a implementarse la Iniciativa Bosque ENDESA, un programa que contribuye a recuperar 121 ecosistemas perdidos. La iniciativa consiste en la restauración forestal de terrenos degradados e incendiados en el ámbito nacional mediante técnicas de siembra y plantación de especies forestales autóctonas, pues son las mejor adaptadas al medio (los bosques son capaces de absorber y almacenar los Gases de Efecto Invernadero (GEI) presentes en la atmósfera y al mismo tiempo son nicho de biodiversidad). Actualmente, ENDESA tiene en marcha varios proyectos en el territorio nacional, dos de ellos inscritos en el apartado de sumideros de dióxido de carbono (CO 2 ) del Registro Nacional de Huella de Carbono, Compensación y Proyectos de Absorción de la Oficina Española de Cambio Climático (OECC) del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico (MITECO), convirtiéndose en una iniciativa pionera en el Sector Energético. Dichos proyectos se encuentran ubicados en la Sierra de Madrid (Bosque ENDESA La Atalaya), en el Parque Natural de Doñana, Huelva (Bosque ENDESA Doñana) y en el entorno de la antigua central térmica de Andorra, Aragón (Bosque ENDESA Teruel). El resto de los proyectos de la iniciativa se encuentran en fase de ejecución e inscripción en el mencionado registro, y son los proyectos Bosque ENDESA Baleares y Bosque ENDESA Pirineo (Cataluña). Conviene destacar la ejemplaridad de la iniciativa en materia de Sostenibilidad, ya que más allá de sus bonanzas ambientales, es capaz de generar un impacto positivo en los ámbitos, económico y social, esto es: − Ambientalmente: contribuye a generar un impacto ambiental positivo al favorecer la adaptación al Cambio Climático, propiciar la recuperación de la biodiversidad, desarrollar el capital natural y los servicios ecosistémicos, luchar contra la desertificación, proteger el ciclo del agua, y frenar la degradación del suelo frente a la escorrentía, entre otras. − Económicamente: al restaurar el bosque, se recuperan también el capital natural y los servicios ecosistémicos asociados de los que a menudo viven las poblaciones del entorno del proyecto (turismo de naturaleza, aprovechamiento de frutos, hongos, caza, etc.), por tanto, ayuda a dinamizar la economía del entorno rural cercano. − Socialmente: en la contratación de personal para la realización de los trabajos de restauración forestal y mantenimiento, se prioriza la contratación de personas desempleadas, jóvenes, mujeres, mayores de 45 años o personas en riesgo de exclusión social en el entorno del proyecto. Destaca también su potencial como herramienta para desarrollar actividades de voluntariado, sensibilización, formación, divulgación ambiental. 13. Innovación y Digitalización. ENDESA apuesta de manera firme por la innovación y la digitalización, que considera elementos estratégicos, para abordar los retos presentes y futuros en todas las áreas de la empresa. La transformación digital de ENDESA abarca sus activos, clientes y trabajadores. El contexto actual de pandemia ha acelerado de forma significativa la innovación y la transformación digital, por ello invierte de forma considerable en mejorar las plataformas, procesos, sistemas y herramientas siempre prestando la máxima atención a la ciberseguridad, la protección de datos de carácter personal, y por supuesto, elevando los estándares de seguridad, continuidad comercial y eficiencia operativa. Las nuevas tecnologías como la robótica, “blockchain”, “speech analitycs”, “machine learning”, automatización de procesos con robots (RPA), asistentes virtuales, biometría o el “big data” y los nuevos enfoques de trabajo como metodologías “agile”, teletrabajo o “data driven” son parte ya del ADN de ENDESA ya que son una parte fundamental del día a día de todos los trabajadores. La gestión de los datos es pilar fundamental en la gestión empresarial y, para ENDESA tiene una función esencial en el proceso de toma de decisiones, tanto para la elaboración de análisis avanzados como para descubrir mejoras operativas dentro de las diferentes Líneas de Negocio de la Compañía. Así, la digitalización es una de las vertientes clave del Plan Estratégico 2022-2024 como pilar del desarrollo del negocio. De hecho, la estrategia digital se está orientando hacia la maximización de los márgenes y la reducción de los gastos de explotación, de cara a una mayor eficiencia con el fin de facilitar la Transición Energética permitiendo con ello nuevos usos de la energía y nuevas formas de gestionarla haciéndola cada vez más accesible a más personas. 122 13.1. Modelo de innovación. ENDESA tiene un modelo de innovación abierta para encontrar ideas de calidad en el desarrollo de soluciones innovadoras capaces de transformar el modelo energético actual. La innovación abierta es un modelo de relación de las empresas con actores externos (universidades, “startups”, centros de investigación u otras compañías del mismo o diferente sector) que promueve la colaboración y el intercambio de conocimiento. Las actividades de innovación de ENDESA se realizan en estrecha colaboración y sinergias con el resto del Grupo ENEL, aprovechando tanto los laboratorios del Grupo como los mejores centros de investigación, universidades, proveedores y empresas emergentes nacionales e internacionales. A continuación, se presenta un resumen del modelo de innovación de ENDESA: − Identificación de los retos tecnológicos: En estrecha colaboración con los Negocios y tras un análisis de todas las tendencias de negocio y tecnología disponibles en el mercado. − Generación de ideas: Para solucionar los retos, se trabaja a dos niveles: o Ideas internas: (i) “Open Innovability”: plataforma del Grupo ENEL para el lanzamiento de retos de innovación y Sostenibilidad, tanto para los empleados como para toda la Comunidad de innovación global. (ii) “Innovation Academy”: programa de formación específico con el objetivo de capacitar a los empleados en metodologías y habilidades de trabajo, que les capaciten como facilitadores de la cultura de la innovación en su ámbito. (iii) “Open Power Space”: espacio creado como punto de encuentro colaborativo de referencia en los diferentes centros de trabajo de ENDESA. En este entorno único, se comparten, difunden y ponen en marcha los diferentes procesos creativos que surgen de empleados, socios y colaboradores externos. (iv) “Make it Happen”: programa global de emprendimiento dentro del Grupo ENEL, que brinda a los empleados de ENDESA la posibilidad de convertirse en emprendedores dentro de la Sociedad. (v) “Challenge Driven Sessions”: workshops de aplicación de metodologías innovadoras (“Creative Problem Solving”, “Design Thinking”, “Lean Startup”) para la búsqueda de soluciones innovadoras a retos de la Sociedad. (vi) Red de “Innovation Ambassadors”: formada por empleados de la Sociedad que, voluntariamente, reciben una formación específica para convertirse en dinamizadores de la innovación dentro de su ámbito. (vii) Participación en las “Comunidades de Innovación de ENEL”; cada una de estas Comunidades se dedica a un tema crucial de innovación: inteligencia artificial, robótica, drones, “blockchain”, Economía Circular, etc. En total se trata de diez Comunidades en las que los empleados de las distintas Áreas de Negocio participan compartiendo sus proyectos, experiencias y puntos de vista. Además, organizan periódicamente eventos abiertos a los que se invita a expertos a presentar sus iniciativas. o Ideas externas. Con canales abiertos hacia: (i) Emprendedores: • “ENEL Innovation Hub Europe”: ubicado en Madrid y en coordinación con “ENEL Innovation Holding”, tiene la responsabilidad de desarrollar la relación con los ecosistemas de emprendimiento europeos relevantes para el Grupo ENEL, entre ellos los ecosistemas de España y Portugal, así como realizar la prospección de aquellas 123 “startups” europeas que puedan contribuir con la consecución de objetivos y la resolución de retos de innovación identificados por las Líneas de Negocio y empresas del Grupo. “ENEL Innovation Hub Europe” forma parte de la red de diez “Innovation Hubs” que el Grupo ENEL ha desplegado alrededor del mundo en centros de emprendimiento relevantes y mercados estratégicos para el Grupo: Brasil, Chile, España, Israel, Italia (Milán, Pisa y Catania), Rusia y Estados Unidos (EEUU) (Boston y Silicon Valley). A lo largo de 2021 se ha mantenido la actividad con los ecosistemas de emprendimiento aprovechando los canales de comunicación digitales. Se ha retomado también la presencia física y el contacto directo con los diferentes ecosistemas a medida que la situación derivada de la pandemia provocada por el COVID-19 lo ha permitido. • El patrocinio e impulso de diferentes eventos relevantes que se perfilan como puntos de encuentro entre corporaciones, emprendedores e inversores. Con ello ENDESA pretende fortalecer, incentivar y apoyar el ecosistema de emprendimiento, así como impulsar la innovación y la creación de oportunidades de negocio reales. (ii) Asociaciones y grupos de trabajo: colaboración con diversas plataformas tecnológicas y grupos de trabajo impulsados por diferentes empresas y Administraciones para compartir experiencias en las diferentes áreas y tecnologías. (iii) Proveedores: ENDESA trabaja activamente con sus proveedores con el objetivo de desarrollar e incorporar nuevas soluciones disruptivas surgidas de los distintos proyectos. En esta línea cabe destacar el Programa “Innovation by Vendors” en el que se plantean retos específicos a los proveedores con el fin de validar soluciones innovadoras de manera compartida y bajo una plena cooperación mutua. (iv) Comunidades de expertos: a través de retos de innovación lanzados en la plataforma “Open Innovability”. (v) Otros sectores: ENDESA participa en foros de innovación con otros sectores. − International “Best Practice Sharing”: a través de Grupos de trabajo en los que participan distintas empresas de todos los países del Grupo ENEL se comparten casos de éxito lo que permite estar a la vanguardia en las diferentes actividades y tecnologías a nivel mundial. − Lanzamiento de proyectos: una vez evaluadas por los expertos de ENDESA (según una metodología común basada en la creación de valor de la iniciativa) y, en caso de valoración positiva, las ideas se convierten en proyectos que entran en un proceso estructurado de gestión y seguimiento. − Captura de valor: al finalizar los proyectos, en caso de éxito, éstos pasan a producción para crear valor para ENDESA. Además, se sigue una cuidadosa política de protección de los derechos de propiedad intelectual. 13.2. Patentes y licencias. Durante el ejercicio 2021 ENDESA renovó y fortaleció su compromiso con el desarrollo y puesta en valor de su patrimonio intelectual como fuente de ventaja competitiva de la Compañía. En este sentido, el valor de ENDESA se materializa no solo en las inversiones en actividades de innovación, sino también en los conocimientos y competencias adquiridos a diario en un contexto laboral tecnológico y digital de vanguardia. Lo anterior conlleva a desarrollar la capacidad de generar conceptos según un modelo de innovación abierta y alineada con el enfoque sostenible que se resume en la fórmula Open Innovability®. Relacionado con lo anterior es especialmente relevante el incremento de inversiones en activos intangibles, especialmente aplicaciones informáticas y digitales. Estas inversiones se realizaron en todos las Líneas de Negocio y supusieron, principalmente, el desarrollo interno de programas informáticos o la personalización de software adquirido a terceros. Entre ellas, se incluyen: 124 − Inversiones en las redes para la gestión de los contadores inteligentes, el control remoto de las mismas y los programas informáticos de comunicación; − Inversiones en producción de electricidad para los sistemas de mantenimiento predictivo; y − Adaptación interna sistemas de información y planificación financiera (ERP). ENDESA es titular de varias patentes registradas en España y/o en la Unión Europea (UE) y/o en terceros países no europeos. Según la conveniencia, algunas de estas patentes se ceden con licencia de uso a las sociedades del Grupo ENEL y, a veces, con sublicencia a terceros. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA tiene 10 patentes en España. 13.3. Contexto y objetivos de las actividades de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i). El Sector Energético está viviendo importantes cambios que se intensificarán en el futuro debido a la creciente concienciación medioambiental, tanto de los Gobiernos como de los clientes. ENDESA es consciente de que los objetivos de reducción de emisiones y de incremento de la eficiencia son necesarios, lo que implica un esfuerzo adicional por su parte para su consecución. En este contexto, el objetivo de las actividades de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) de ENDESA es la evolución hacia un nuevo modelo energético más sostenible, basado en la electrificación eficiente de la demanda energética gracias al desarrollo, prueba y aplicación de nuevas tecnologías y nuevos modelos de negocio. Las actividades de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) de ENDESA se realizan en coordinación con el resto del Grupo ENEL definiéndose, en las áreas de interés común y en los mercados en los que ambas operan, actividades conjuntas de investigación. 13.4. Inversiones en Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i). El importe de la inversión bruta directa en Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) realizada durante los ejercicios 2021 y 2020 asciende a 7 millones de euros y 13 millones de euros, respectivamente, conforme al siguiente detalle: Millones de Euros Inversión Bruta Directa I+D+i 2021 2020 Generación y Comercialización 6 6 Distribución 1 7 TOTAL 7 13 Inversión Bruta Directa I+D+i / Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (1) (%) 0,16 0,34 Inversión Bruta Directa I+D+i / Resultado de Explotación (EBIT) (1) (%) 0,36 0,69 (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 13.5. Principales ámbitos de actuación. Las actividades de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) de ENDESA parten del compromiso con la Sostenibilidad y, por ello, se desarrollan proyectos tecnológicos orientados a la obtención de valor, a la promoción de una cultura de innovación y a la creación de ventajas competitivas desde el ámbito de la Sostenibilidad. ENDESA desarrolla proyectos de innovación desde todas sus Líneas de Negocio. A continuación, se detallan las áreas de actuación, sus directrices a futuro, así como algunos de los proyectos más relevantes en curso. 125 Generación Directrices: descarbonización, mejora en los procesos constructivos de nuevas plantas renovables, aumento del nivel de digitalización de las plantas, reducción del impacto medioambiental, aumento de la eficiencia y mayor flexibilidad de las plantas convencionales y renovables para optimizar su funcionamiento, almacenamiento de energía y mejora de la seguridad de las personas e instalaciones (véase Nota 5.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021). Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de innovación de Generación han sido los siguientes: Proyectos Descripción Almacenamiento Energético • Validación de nuevas tecnologías que permitan reducir los costes del almacenamiento de energía, así como mejorar su impacto ambiental mediante la reducción del uso de elementos tóxicos o inflamables y evaluación de sus prestaciones. • En este ámbito de trabajo hay que destacar varios proyectos pioneros en España como son el proyecto “Second Life” en la central térmica de Melilla para el uso de baterías de segunda vida de vehículos eléctricos como almacenamiento estacionario, los proyectos de demostración de baterías de flujo de Vanadio y baterías de estado sólido desarrollados en dos emplazamientos de Mallorca, los proyectos de demostración de baterías redox de flujo hierro y cátodo híbrido en las Islas Canarias y los estudios de viabilidad de la tecnología de almacenamiento de energía en aire líquido comprimido en la Isla de Tenerife. Adicionalmente, cabría destacar el importante lanzamiento de nuevas iniciativas y proyectos en el área de la generación de hidrógeno verde, como herramienta clave para la descarbonización del Sector Industrial. Introducción de Soluciones Robóticas • Introducción de nuevas soluciones de robótica en el área de inspección de activos y en el área de operación. • Mejora de las actividades de inspección en las tareas de mantenimiento de las plantas de generación, tanto en capacidades técnicas, pudiendo inspeccionar áreas que no eran accesibles, como en la reducción de riesgos para las personas, al reducir el acceso de personas en áreas con peligrosidad intrínseca, como son tareas subacuáticas, espacios confinados, o trabajos en altura. En esta línea se ha continuado con el despliegue de soluciones basadas en drones y robots subacuáticos tanto para las centrales convencionales como para las plantas hidráulicas, solares y eólicas, con la creación de nuevos pilotos de demostración de soluciones. También se ha continuado con la validación de soluciones basadas en robots terrestres y drones autónomos para la inspección de conductos y canales en centrales hidráulicas. Por último, se ha trabajado con varias “start- ups” para el desarrollo de soluciones específicas para la inspección de componentes eólicos en campo, como torres eólicas y detección de problemas en palas, así como de módulos fotovoltaicos mediante termografía desde robots autónomos y drones pilotados. • En el área del desarrollo de robots para el apoyo a la explotación, se han desarrollado proyectos específicos para la validación de soluciones de limpieza automática de módulos fotovoltaicos y para el desbroce de vegetación en parques solares fotovoltaicos. Proceso Constructivo de Nuevas Plantas de Generación Renovable • Desarrollo de proyectos enfocados en: ➢ Mejora de la eficiencia del proceso, permitiendo una reducción de costes de desarrollo y minimizando el impacto medioambiental de los procesos; ➢ Reducción de los tiempos necesarios para la ejecución de la obra, aspecto clave en el proceso de descarbonización acelerada que promueve ENDESA; y ➢ Mejora en los aspectos de seguridad para los trabajadores en la obra, reduciendo los riesgos existentes, con la validación de sistemas de visión artificial. • En este campo se han continuado con actividades para la implantación de la tecnología “Building Information Modelling” (BIM) en el desarrollo de las plantas, y en la implantación de herramientas software combinadas con drones, para la mejora del seguimiento del desarrollo del proceso constructivo. Innovación para la Mejora del Fin de Vida de los Equipos y Sistemas con Enfoque de Economía Circular • Enfocados al desarrollo de soluciones de fin de vida tanto para los activos eólicos con especial enfoque en el reciclado de los composites que forman las palas de los aerogeneradores, como para los sistemas de almacenamiento de energía electroquímico, con un segundo proyecto enfocado al proceso de reciclado de las baterías de ion-litio. Mejora de Impactos Medioambientales • En esta área se ha continuado con el desarrollo de proyectos piloto agrovoltaicos en 5 plantas en Andalucía, Extremadura y Murcia. También las actividades enfocadas a la validación de nuevos procesos para el tratamiento de suelos contaminados y soluciones medioambientalmente más sostenibles para su uso en vertederos en procesos en cierre. • También se han iniciado actividades específicas para la validación de nuevos sistemas de mejora de la protección de la avifauna en las cercanías de parques eólicos, basados en cámaras e inteligencia artificial. Reducción de Riesgos Laborales en las Actividades de Operación y Construcción de Nuevas Plantas • Uso de tecnologías de inteligencia artificial y uso de imágenes de cámaras para el seguimiento de comportamientos inseguros, tanto en procesos de construcción de nuevas plantas como para la operación de plantas convencionales en operación. Distribución. Directrices: reforzar la seguridad de suministro, mejorar la calidad del servicio y responder a las futuras demandas de los clientes a través del desarrollo de las redes inteligentes, la telegestión y la automatización de la red. 126 Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de innovación de Distribución han sido los siguientes: Proyectos Descripción Digitalización en las Redes de Distribución • Gemelo Digital de la Redes (NDT – “Network Digital Twin”): réplica digital y altamente computarizada de los activos físicos y sus procesos de gestión, desarrollo y mantenimiento. Teniendo un gran conjunto de datos, actualizados constantemente y en tiempo real de la información que viene de varias maneras del terreno. • “Grid Blue Sky” (GBS): desarrollo de soluciones tecnológicas que permitan ser más eficientes en la ejecución de los procesos. Estas soluciones se articulan en 3 pilares: “Asset Owner”, “Asset Operator” y “Customer Engagement”. “Smart Grids” / “SmartCities” • ENDESA está desarrollando los conceptos de “Smart Grid” en los programas de “SmartCity”, que lidera con varios proyectos. En España se ha cumplido el décimo año de la puesta en marcha de la “SmartCity” de Málaga. ENDESA está implantando diferentes iniciativas para la digitalización de la red, validando soluciones tecnológicas en “Living Labs”, entornos reales, en condiciones normales de operación y con presencia de usuarios finales, en donde se prueban y evalúan productos y servicios propios de una red inteligente o “smart grid”. Proyecto de Análisis Preventivo de Redes Inteligentes con Operación en Tiempo Real e Integración de Activos Renovables (PASTORA): Proyecto complementario del Proyecto de Monitorización y Control Avanzado de redes de distribución en Media y Baja Tensión (MONICA). • En el año 2021, este “Living Lab” ha pasado a formar parte de la iniciativa “Flexibility Lab” de ENET. Junto con Barcelona, además de Milán y Bari en Italia, se enmarcarán en un piloto cuyo objetivo es desarrollar y probar, bajo diferentes escenarios, mecanismos, productos y servicios de flexibilidad dirigidos a la red de distribución. Los laboratorios permitirán efectuar pruebas avanzadas de soluciones de flexibilidad dentro de una red eléctrica simulada, emulada o en un entorno controlado. De esa forma, los posibles participantes del piloto podrán validar sus productos como paso previo a las pruebas reales. Proyectos de Flexibilidad • Proyecto “Coordinet”: creación de una plataforma europea de energía con el fin de abrir nuevos mercados a los consumidores, aprovechando la flexibilidad que los pequeños y grandes generadores, además de la demanda, para que éstos puedan proveer nuevos servicios a los gestores de red, tanto a los gestores de la red de distribución como a los Operadores del sistema y de la red del transporte de cara a mejorar la estabilidad de la red. Durante el ejercicio 2021 se ha comenzado con el desarrollo de la plataforma de flexibilidad que junto con herramientas de sensorización en baja tensión permitirá las primeras demostraciones en escenarios reales en Málaga y Cádiz. • Proyecto “Microgrid Blue”: microrredes inteligentes para la integración masiva de energías renovables distribuidas en los sistemas eléctricos de Canarias y África Occidental, desarrollando unas herramientas para ayudar a la gestión de las redes eléctricas y la operación de sistemas insulares en escenarios de penetración masiva de fuentes renovables de baja potencia. Proyectos y Pruebas de Concepto de Innovación en Redes • Proyecto “Aerial-Core”: desarrollo de un sistema robótico cognitivo aéreo integrado (dron) que tendrá capacidades en el rango de la operación, manipulación de elementos de la red con brazo robótico y seguridad en la interacción con las personas. • Proyecto “Smart5Grid”: el demostrador español se sitúa en la subestación AT/MT del parque natural del Garraf en Barcelona. El objetivo consiste en delimitar una zona segura de forma volumétrica, de modo que los técnicos de campo serán monitorizados por un sistema de seguimiento en tiempo real que utilizará una red privada 5G. De esta forma, se pretende evitar la proximidad de dichos operarios a cualquier elemento energizado de la subestación mediante la activación de una señal de alarma. • Proyecto “Mapa de Riesgos (NNERGIX)”: creación de una aplicación para medir los riesgos en las líneas aéreas, combinando los datos y las funcionalidades de la aplicación “Sentinel” de NNERGIX y mapas de riesgo de vegetación. • Proyecto “Delimitación de Áreas en Centros de Transformación (Holoach)”: un sistema de seguimiento de alta precisión que ayude a prevenir el acceso a zonas de riesgo dentro de espacios cerrados como centros de transformación (media tensión/baja tensión). • Proyecto “Monitorización de Bobinas de Cable (Alesea)”: validación de dispositivos de monitorización inteligente de bobinas de cable para detectar la cantidad del cable empleado y la ubicación de las bobinas y uso de las mismas. • Proyecto “Disminución del Ruido de los Transformadores de Alta Tensión/Media Tensión (Sonobex)”: limitación de las emisiones de ruido mediante el uso de materiales especializados en la reducción del ruido. • Proyecto “Reconstrucción de la Topología de Red (Odit-e)”: desarrollo de un algoritmo de mapeo de contadores para identificar la configuración de la red eléctrica y los clientes conectados a cada transformador de distribución, línea y fase. • Proyecto “Monitorización Avanzada de Líneas de Alta Tensión”. En entornos forestales, y redes de alta y media tensión, el “Living Lab” de Garraf (Barcelona) comienza a ser Escenario de pruebas de diferentes tecnologías de sensorización, para el cálculo de la fecha máxima de la línea como su integridad estructural. • Proyecto “Mantenimiento Predictivo de Subestaciones de Alta Tensión”: el objetivo del proyecto es el mantenimiento predictivo de las subestaciones a través de la medición de temperatura. • Proyecto “Reset”: desarrollo de un convertidor Statcom de cuatro ramas en baja tensión. El objetivo es la reducción de corrientes de neutro y la minimización de las pérdidas técnicas de la red. Cátedra en Innovación de Redes • El objetivo es la colaboración con universidades en la celebración de seminarios, conferencias, proyectos de fin de carrera y tesis doctorales, investigación en el Sector Eléctrico, estudios de seguridad y eficiencia, sistemas de almacenamiento, recuperación de energía, etc. • Existen cátedras con la Universidad Politécnica de Cataluña, la Universidad de Sevilla, la Universidad de Las Palmas de Gran Canaria, la Universidad de Baleares y la Universidad de Zaragoza. Innovación en la comercialización. Directrices: realizar pruebas de concepto y pilotos desde la validación de ideas básicas hasta pruebas en entornos reales de nuevas tecnologías, nuevos enfoques de trabajo buscando áreas de mejora y optimización de procesos, centrados en la mejora de la propuesta de valor a nuestros clientes. 127 Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos innovación de comercialización son: Proyectos Descripción Confía • Proyecto para la mejora de la gestión de clientes vulnerables con “blockchain”. • Se trata de un ejemplo de la innovación abierta desarrollado con la metodología “agile” en la que ENDESA, el Ayuntamiento de Málaga, la Universidad de Málaga y varios colaboradores han desarrollado un proyecto pionero en el mundo que permite mejorar el intercambio de información entre las Administraciones Públicas implicadas, los servicios sociales y las compañías energéticas. • La tecnología “blockchain” permite crear una red distribuida confiable, inmutable, trazable y segura que mejore la gestión de los clientes vulnerables. Este proyecto aúna el compromiso social de ENDESA, la innovación tecnológica y la búsqueda constante de la eficiencia en los procesos. “Única”: Primer modelo de subscripción de la energía • En un contexto de alta volatilidad en los precios de la energía, el Proyecto Única se ha convertido en una apuesta firme de ENDESA para ofrecer energía a sus clientes a precios estables a largo plazo. Gracias a la digitalización y el ‘big data’ ENDESA ofrece un precio fijo personalizado e individual para cada cliente, sin penalizaciones, con electricidad 100% renovable y gas neutro en emisiones, 100% digital, y además incluye un plan de retos en los que se premia la eficiencia en el consumo. • Con esta propuesta, ENDESA ofrece además servicios adicionales que pueden incluir en el “Proyecto Única” tales como revisiones de mantenimiento anual, reparaciones o la contratación más ventajosa de servicios de terceros (por ejemplo: Netflix). Se busca hacer la vida más fácil a los hogares gracias a las nuevas tecnologías. GEA • Proyecto de innovación social y medioambiental con clientes de ENDESA donde se les permite elegir entre diversas iniciativas que quieren que la empresa apoye. Dentro de las iniciativas impulsadas están el apoyo a familias con el Síndrome de Jacobsen, Bancos de Alimentos, apoyo al Bosque ENDESA y formación para el empleo de personas en riesgo de exclusión social. Valuable 500 • ENDESA gracias a su incorporación a la iniciativa Valuable500 está realizando una revisión profunda de la accesibilidad de todos sus procesos y canales de atención. En concreto en colaboración con la Fundación Ilunion estamos trabajando en la mejora de los canales de atención presencial, de los canales de atención telefónica y digital, así como en la mejora de los productos y servicios que ofrecemos a nuestros clientes para que sean accesibles al mayor número de personas y especialmente a aquellos colectivos de personas con algún tipo de discapacidad. RC4ALL • El Proyecto RC4ALL (Responsible Consumption 4 ALL) emplea técnicas de Inteligencia Artificial y Big Data para generar recomendaciones personalizadas a los Clientes con el objetivo de mejorar la eficiencia del consumo, fomentar el consumo consciente y eficiente, reducir la energía consumida y no aprovechada, contribuir a la descarbonización de la Sociedad y cumplir los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la Organización de las Naciones Unidas (ONU). Este proyecto está financiado por el Ministerio de Ciencia e Innovación y se realiza de forma conjunta entre ENDESA y Comillas-IIT (Instituto de Investigación Tecnológica). Biometría vocal en el Call Center • Piloto que emplea la biometría vocal como elemento de autenticación de clientes en los centros de atención telefónica facilitando la validación de las políticas de seguridad en sus interacciones reiteradas con ENDESA, mediante un proceso en dos pasos: ➢ 1. Enrolamiento. Solicitud al cliente, tras completar transacción a través de Watson (AI) para crear su huella vocal a partir de la grabación de su conversación con el agente. ➢ 2. Autenticación. Identificación del número de teléfono empleado por el cliente para llamarnos y comprobar su voz (si está enrolado) contra su huella vocal asignada a dicho número. Certificación de Ventas por el Canal WhatsApp • Empleo de WhatsApp por parte de los clientes de ENDESA para la certificación de la contratación de productos energéticos eliminando barreras a la contratación por medio del empleo un canal de uso masivo y amigable para el cliente con todas las garantías legales que protejan tanto al cliente como a ENDESA ante potenciales fraudes. Análisis de Demoras en las Reclamaciones con Bases de Datos de Grafos • Mediante el análisis del ciclo de vida de una reclamación desde su alta hasta su resolución, se ha implantado una solución basada en la tecnología de bases de datos de grafos que ha permitido identificar aquellos puntos en los que el flujo de la reclamación genera un cuello de botella, así como otros hallazgos adicionales con situaciones problemáticas. Eficiencia en el uso final de la energía. Directrices: probar en campo las últimas tecnologías, definir rendimientos, identificar áreas de mejora y definir procesos de operación. Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de innovación de eficiencia han sido los siguientes: Proyectos Descripción Homix • Dispositivo de “smart home” desarrollado por la Línea de Negocio de e-Home junto con Amazon, con un ecosistema de accesorios inteligentes que se van incorporando continuamente al catálogo de dispositivos inteligentes. • La solución tecnológica lanzada aprende los hábitos de uso de la vivienda para ofrecer, de forma autónoma, respuestas a las necesidades de las personas siendo capaz de simplificar la vida de cualquier familia gracias a la gestión integrada de la calefacción, la seguridad y la iluminación en sus hogares. Photovoltaic Simulator • Amplio catálogo solar, que incluye simulador web que calcula de manera inmediata el dimensionamiento preliminar y ahorro potencial de una instalación fotovoltaica de autoconsumo para nuestros clientes domésticos, empresariales e industriales en función de distintas variables como su espacio disponible en la cubierta, su tarifa contratada, consumo estimado, localización geográfica, etc. • En poco más de un minuto el simulador muestra al cliente los detalles técnicos y económicos de la instalación fotovoltaica de autoconsumo. 128 Transformación de las ciudades. Directrices: en el ámbito urbano, ENDESA X Servicios, S.L.U. trata la convergencia tecnológica impulsada por la digitalización que lleva a la creación de ciudades dotadas con sistemas inteligentes y equipos energéticamente más eficientes capaces de asegurar servicios más sostenibles, económicos y personalizados según las exigencias del ciudadano. Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de transformación de las ciudades han sido los siguientes: Proyectos Descripción “City Analytics” • Conscientes de la necesidad de gestionar la mayor cantidad posible de información sobre la movilidad en las ciudades para que las autoridades locales puedan adoptar medidas inteligentes, en ENDESA X Servicios, S.L.U. se ha desarrollado “City Analytics”, una solución que visualiza los datos y monitoriza los flujos de movilidad peatonal y vehicular a partir de los datos anonimizados de los usuarios de telefonía móvil que se desplazan por las calles y carreteras españolas. • En 2021 ENDESA X Servicios, S.L.U., junto a HERE Technologies, ha adaptado la solución “City Analytics” a las circunstancias actuales de COVID-19 creando el “City Analytics” - Mapa de Movilidad con el fin de ayudar a las Administraciones Públicas y a las empresas en la toma de decisiones, por ejemplo, en una crisis tan grave como la pandemia que estamos sufriendo. • Este mapa de movilidad es una herramienta de software que se ofrece para que todos los actores implicados en la contención de la epidemia puedan conocer el flujo de desplazamientos. “City Analytics” - Mapa de Movilidad no solo aporta la foto fija en tiempo real, al actualizarse cada día por Comunidades Autónomas y provincias, sino que permite comparar los desplazamientos con los del mismo día de la semana anterior, y con los de las semanas previas al estado de alarma. También aporta datos sobre la variación de la distancia media recorrida entre un periodo y otro, así como los flujos de entrada y salida de vehículos en una zona de referencia, igualmente a nivel de Comunidades Autónomas y provincia. Este proyecto, diseñado para las Administraciones Públicas, Protección Civil o los Cuerpos de Seguridad del Estado, forma parte de la apuesta de ENDESA X Servicios, S.L.U. por el modelo de Smart City. Vehículos eléctricos. Directrices: para ENDESA, que tiene una apuesta clara por la Transición Energética y la descarbonización, la movilidad eléctrica representa uno de los pilares fundamentales. En este sentido ENDESA impulsa el desarrollo del vehículo eléctrico como una de las vías principales para la lucha contra el Cambio Climático y promueve la movilidad eléctrica como un instrumento para facilitar un modelo energético de cero emisiones. Ámbitos de actuación: ENDESA, a través de ENDESA X Servicios, S.L.U., aprovechando la trayectoria en movilidad eléctrica que ya venía desarrollando ENDESA y la experiencia en este negocio, impulsa nuevas oportunidades como soluciones energéticas avanzadas, servicios de flexibilidad y gestión de la demanda. Durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de movilidad eléctrica han sido los siguientes: Proyectos Descripción Recarga Pública Puntos de Recarga de Vehículos Eléctricos • En el ejercicio 2021 se han continuado desarrollando acciones para alcanzar la cifra de 11.000 puntos de recarga de vehículos eléctricos instalados, facilitando que cualquier vehículo eléctrico pueda desplazarse a cualquier punto de España. • Conforme al Plan Estratégico 2022- 2024, se instalarán nuevos puntos de recarga hasta alcanzar los 46.000 puntos de recarga eléctrica de uso privado y de acceso público en centros comerciales, parkings, cadenas hoteleras, áreas de servicio o en la vía pública para acompañar el crecimiento del mercado del vehículo eléctrico, dotando de mayor cobertura de infraestructura de recarga a las zonas urbanas y a los principales nodos estratégicos de comunicación, tanto en la Península Ibérica como en las Islas. App “JuicePass”, • App que permite localizar los puntos, direccionar el acceso al punto mediante GPS y gestionar las recargas del vehículo eléctrico directamente desde el teléfono móvil, con acceso a toda la información detallada del punto de recarga, precios, potencias de carga y horarios de acceso. También se pueden realizar reservas, monitorizar el detalle de las recargas en tiempo real y acceder al historial de sesiones de recarga y facturas. Recarga Privada Familia de Equipos “Juice” • ENDESA X Servicios, S.L.U. continúa comercializando propuestas de valor “end-to-end” para el despliegue de la recarga privada de vehículo eléctrico, ofreciendo soluciones de movilidad eléctrica para los clientes residenciales, empresariales y comerciales, así como los de la Administración Pública; ya con la tecnología avanzada incluida en la familia de equipos “Juice”, como en los equipos de recarga en AC “JuiceBox” y “JuicePole” y equipos en DC “JuicePump” y “JuicePump UltraFast”. Infraestructuras de Recarga Domésticas • ENDESA X Servicios, S.L.U. ha desarrollado infraestructuras de recarga para uso doméstico pensadas para los propietarios particulares de vehículos eléctricos e introduciendo la tecnología del “JuiceMeter” para permitir el balanceo de potencia con el domicilio y no superándose la potencia contratada en ningún Escenario. • También se he lanzado “Open Charge”, una solución de movilidad eléctrica en colaboración con ENDESA que cubre las necesidades de energía y recarga de los usuarios de vehículo eléctrico, aunando en una sola factura la energía para el hogar con la Tarifa Única de ENDESA, energía para las recargas en el garaje particular, el suministro e instalación de un cargador domestico modelo JuiceBox de 7,4kW y 80kWh al mes para recargar en la red de cargadores públicos de ENDESA X Servicios, S.L.U. Soluciones para Empresas • ENDESA X Servicios, S.L.U. ofrece una solución completa que incluye la instalación, el suministro de los equipos, el mantenimiento asociado de la infraestructura, hasta la telegestión con toda la información del uso de la infraestructura de recarga. • Adicionalmente, con el objetivo de facilitar a las empresas su cambio a la movilidad eléctrica, ENDESA se ha asociado con empresas de Renting como Atlhon para crear el primer “Todo en Uno” de renting eléctrico para empresas a través del producto “OneElectric”, que permite incluir en una sola cuota el vehículo eléctrico más el punto de recarga y su instalación. 129 Electrificación del transporte público. Directrices: ENDESA X Servicios, S.L.U., a través de su división e-City, cuenta con una propuesta completa para ayudar a la Administración Pública a cumplir sus objetivos de electrificación del transporte público que, consiste desde el asesoramiento, instalación de infraestructura de recarga para autobuses eléctricos y su mantenimiento, hasta el suministro de los autobuses eléctricos tanto en modelos tradicionales como en modelos innovadores bajo los servicios ofertados de “Carga como Servicio” o “eBus como Servicio”. Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de electrificación del transporte público han sido los siguientes: Proyectos Descripción Transports Metropolitans de Barcelona (TMB) • Proyecto licitación para el suministro e instalación de 23 puntos de carga eléctricos para autobuses en la cochera de Triángulo Ferroviario, llevado a cabo por la división e-City para la red de autobuses de Transports Metropolitans de Barcelona (TMB). En este proyecto se han definido los trabajos necesarios para electrificar las 15 plazas restantes de la primera fase más 8 plazas adicionales, hasta un total de 30 plazas, más un tramo de bandeja hasta el exterior del taller donde se prevé instalar un cargador de pruebas. • Proyecto para la electrificación de las líneas H12 y V15; llevado a cabo por la división e-City para la red de autobuses de Transports Metropolitans de Barcelona (TMB) dentro del cual, en el ejercicio 2021 ENDESA X Servicios, S.L.U. ha sido adjudicataria de la licitación para la instalación de 7 cargadores en la vía pública, que se pondrán en servicio en 2022 así como para el mantenimiento integral de estos 7 cargadores más los 4 ya existentes en la línea H16. Avanza – Transporte Urbano de Zaragoza • Proyecto llevado a cabo por la división e-City para la red de Transporte Urbano de Zaragoza perteneciente al Grupo Avanza dentro del cual, en el ejercicio 2021 ENDESA X Servicios, S.L.U. ha sido adjudicataria para la instalación de 76 cargadores en las cocheras y una subestación de abonado de 20 MW, los cuales se pondrán en servicio en 2022. Protección de la propiedad intelectual. Directrices: las patentes brindan protección a las invenciones que cumplen criterios de utilidad, novedad y no obviedad. Un derecho de patente permite a los propietarios evitar que otros fabriquen, vendan o utilicen la invención. Desde ENDESA X Servicios, S.L.U. se trabaja continuamente para proteger los diseños y marcas que son insignia de la Compañía: 124 patentes concedidas y 65 pendientes de registro para amparar las 24 marcas y 26 diseños integrados en el Grupo ENEL X, dato en continuo crecimiento según se aumenta la cartera de negocio. Ámbitos de actuación: durante el ejercicio 2021 los principales proyectos de protección de la protección intelectual de ENDESA X han sido los siguientes: Proyectos Descripción X-MINDS • Proyecto para estimular y mejorar una mentalidad de Propiedad Intelectual dentro de ENEL X. Las ideas y trabajo de cada empleado de ENDESA X Servicios, S.L.U., diariamente genera valor que debe ser protegido. En este proyecto se han publicado una serie de videos de concienciación, para que todos seamos conscientes de la importancia de nuestras ideas en la organización, para construirla y mejorarla día tras día, procurando que este importante activo sea aprovechado en la evolución de la empresa, y evitando que se pierda. Seguridad laboral. Las principales acciones desarrolladas en 2021 en lo referido a investigación, desarrollo e innovación, se centraron en la detección de aspectos mejorables en Salud y Seguridad Laboral (SSL), así como en los equipos de trabajo y las instalaciones: Proyectos Descripción Proyectos Relativos a Trabajos de Especial Peligrosidad • Verificación del cumplimiento de directrices básicas de seguridad en los trabajos. Destacan en la Línea de Negocio de Distribución los proyectos “APP5RO” consistente en la verificación del cumplimiento de las 5 reglas de oro en maniobras eléctricas y “5PPA” relativo a los trabajos en altura. Proyectos Relativos a Seguridad en Instalaciones • Proyecto “Intrinsic Safety”. Proyectos Relativos a Protección Individual, Colectiva y Ropa de Trabajo • Optimización de los equipos de protección (EPI) que cuentan con novedades tecnológicas preventivas y ergonómicas con las que se consiguen mayor protección, confort y resistencia. • Análisis herramienta gestión EPI (SPRINGTER). Proyectos Relativos a Gestión de Emergencias • Notificación y resolución de emergencias en las instalaciones. “Emergency App”, aplicación implantada en las centrales térmicas de generación y que actualmente se está extendiendo al resto de áreas. Proyectos Relativos a Inspecciones de Seguridad • Utilización de aplicaciones de software, como la denominada “HSEQ4u”, interconectada para comunicar incumplimientos en materia de seguridad y al mismo tiempo requerir planes de acción para solventar dichas situaciones. 130 Proyectos Descripción Proyectos Relativos a Liderazgo en Seguridad y Formación en Prevención de Riesgos Laborales (PRL) • Proyecto Reskilling: reciclaje profesional de los trabajadores por cambios de tecnología. • Proyectos “E-worker”: aplicación que permite al usuario trasladar información en permisos de trabajo, búsqueda de materiales, avisos de mantenimiento, cierre-notificación de órdenes de mantenimiento, libro de turno, cuaderno de campo, información de planta y documentación relativa a la planta. • Proyecto E-PTW: digitalizar con un móvil con “Near Field Communication” (NFC) para cada actor de un trabajo el proceso completo del Permit to Work (en adelante PTW) y descargo (creación, colocación, verificación y normalización del Descargo); creación, información de riesgos y decisiones por las empresas ejecutoras, entrega de la zona de trabajo, cambio de actores, suspensión y reinicio de trabajos, devolución del PTW, y enlace previo con “eWorker” y tras entrega del PTW con InCheck. Sincronizado con la herramienta para gestión de descargos en planta “WCM2”, que incorpora proceso propio de firma digital, y permite trabajar off-line y eliminar el papel impreso. Proyectos Relativos a Coordinación de Actividades Empresariales y Gestión de Empresas Contratistas • Herramienta “Hércules” para la Terminal Portuaria (TP) de Ferrol, consistente en la digitalización de procesos de coordinación de actividades empresariales en trabajos de mantenimiento, empleando tecnología 3D. • Herramienta “Dynamo”: mejora en la comunicación de los trabajos empresas contratistas y en la eficiencia de intercambio de información entre las partes interesadas en los diferentes procesos: Unidad Organizativa y diferentes Áreas Técnicas del Servicio de Prevención Mancomunado (SPM). 14. Personas. 14.1. Plantilla. A 31 de diciembre de 2021, ENDESA contaba con un total de 9.258 empleados, lo que supone una disminución del 3,5% respecto al ejercicio anterior. La plantilla media de ENDESA durante el ejercicio 2021 ha sido de 9.271 personas (-4,6%). La información relativa a la plantilla de ENDESA se incluye en la Nota 52 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con la plantilla. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los indicadores relacionados con la plantilla evolucionaron conforme se indica a continuación: Indicadores de Desempeño (KPIs) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. Personas Contratadas 678 253 168,0 Tasa de Incorporación (%) (1) 7,3 2,6 - Finalizaciones de Contrato (n.º) 934 596 56,7 Tasa de Rotación (%) (2) 10,1 6,2 - (1) Porcentaje de nuevas incorporaciones sobre plantilla final. (2) Porcentaje de finalización de contratos sobre plantilla final. 14.2. Salud y Seguridad Laboral (SSL). ENDESA considera la Salud y Seguridad Laboral (SSL) un objetivo prioritario y un valor fundamental a preservar en todo momento para todos, sin distinción entre personal propio o de empresas colaboradoras. La integración del referido objetivo en la estrategia de ENDESA se concreta en la implantación de la Política de Salud y Seguridad Laboral (SSL) en todas las sociedades que integran ENDESA. El Servicio de Prevención Mancomunado, en coordinación y conjuntamente con el resto de las unidades “Health & Safety, Environment and Quality” de las distintas Líneas de Negocio, ha incidido en 2021 en seis pilares básicos o ejes principales de su actividad preventiva: Actividad Preventiva Descripción Concienciación en Salud y Seguridad Laboral (SSL) • Difusión de recomendaciones sanitarias relativas a la pandemia COVID-19, así como consejos sobre hábitos saludables que ayuden a trabajar de forma segura (incluyendo recomendaciones ergonómicas para evitar trastornos musculoesqueléticos). • En esa línea, se continuó con la implementación de campañas estacionales (prevención por altas temperaturas, conducción segura, desconexión para un bienestar vacacional, vacunación contra la gripe común, etc.), y con el lanzamiento de material divulgativo (“newsletters”, videos, infografías, etc.). Observación y control de la actividad • Se ha incidido en la verificación del estado de la seguridad laboral a nivel general, a través de los planes de inspecciones y auditorías, incluyendo la revisión del cumplimiento con los estándares, procedimientos y procesos y su implementación a nivel operativo (inspecciones, “Safety Walks”, “Extra Checking On Site” (ECoS), etc.). • También supuso otro foco de especial de atención la mejora y adecuación de las instalaciones a la situación provocada por el COVID-19 (nuevos espacios, nuevos modelos de trabajo y de organización del personal, señalización y cartelería de los edificios, determinación de aforos máximos, normas y protocolos de desinfección e higienización, relación con contratistas, revisión de sistemas de detección y extinción automática de incendios, etc.). 131 Actividad Preventiva Descripción Empresas colaboradoras • Un año más, se marcan de forma coordinada los criterios para una verificación periódica del cumplimiento de una serie de requisitos legales por parte de los contratistas, así como su seguimiento y control. Igualmente, se efectúan evaluaciones de seguridad de proveedores para la identificación de áreas críticas, así como auditorías o “assessment” a las empresas contratistas. • Asimismo, se aportan instrucciones a los Coordinadores de Seguridad y Salud para la incorporación de Planes de Acción COVID-19 en las obras de construcción y se procede al desarrollo de instrucciones COVID-19 y cartelería para los Puntos de Servicio de ENDESA. Sistema de Gestión de Salud y Seguridad Laboral (SSL) • Se mejora de forma continua el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo de ENDESA, conforme a la ISO 45001, que permite identificar y colaborar en el control de sus riesgos de Salud y Seguridad Laboral (SSL), reducir la accidentalidad, apoyar en el control del cumplimiento de las leyes y mejorar el rendimiento en general, fomentando un entorno seguro y saludable. Innovación, mejoras en equipos y tecnologías • En línea con el proceso de transformación digital e innovación tecnológica, los equipos de “Health & Safety, Environment and Quality” de las distintas Líneas de Negocio y el Servicio de Prevención Mancomunado han trabajado para cada perímetro en la implantación de herramientas digitales. Prevención de riesgos laborales, formación e inspecciones • ENDESA, para garantizar que las operaciones se realizan de manera segura, tiene implantado desde hace años un plan de inspecciones de seguridad que abarca todos los niveles de la Sociedad. Estas inspecciones son realizadas en parte por personal propio y, en parte, a través de empresas colaboradoras a las que previamente se les ha informado tanto sobre los procedimientos de trabajo de ENDESA como en las acciones o comportamientos que consideramos inaceptables desde el punto de vista de la Prevención de Riesgos Laborales (PRL). • El Sistema de Gestión de Prevención de Riesgos Laborales establece la necesidad de investigar cualquier accidente que se produzca. Para el caso de los accidentes graves, mortales o relevantes (incluidos los accidentes eléctricos o de trabajos en altura) debe formarse una comisión de investigación que los analice en detalle y bajo la metodología de “Root Cause Analysis”. Asimismo, para cualquier accidente relevante, una vez aclaradas las causas y especificadas las medidas preventivas a implantar para evitar que esa tipología de accidente se repita, se elabora un informe de “Lecciones Aprendidas” con el objeto de dar a conocer al resto de la organización las medidas encaminadas a evitar esta tipología de accidentes. • En lo que se refiere a formación en prevención de riesgos laborales, en aras de fomentar que todos los trabajadores dispongan de formación teórica y práctica, suficiente y adecuada, en materia preventiva, tanto en el momento de su contratación, cualquiera que sea la modalidad o duración de ésta, como cuando se produzcan cambios en las funciones o condiciones de trabajo o se introduzcan nuevas tecnologías que impliquen nuevos riesgos o cambios significativos en los ya existentes, en ENDESA: • Identifica las necesidades formativas en prevención de riesgos laborales; • Determina el contenido de la formación en prevención de riesgos laborales, así como los destinatarios que recibirán esta formación; • Planifica las acciones, su periodicidad / reciclaje; y • Controla tanto la calidad como de la realización de la formación. Prevención de riesgos laborales, formación e inspecciones • Dadas las circunstancias motivadas por el COVID-19, se sique impartiendo a la plantilla los cursos de Salud y Seguridad Laboral (SSL) del catálogo ENDESA bajo las modalidades “online” y virtual, así como programas formativos centrados en comportamientos y hábitos saludables que favorecen la prevención propia y del entorno. Cabe destacar cursos como el de prevención de riesgos en el Trabajo Fuera de la Oficina (TFO) o sobre el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo de ENDESA según ISO 45001. Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con la Salud y Seguridad Laboral (SSL). En los ejercicios 2021 y 2020 los indicadores de Salud y Seguridad Laboral (SSL) evolucionaron conforme se indica a continuación: Indicadores de Desempeño (KPIs) 2021 2020 Personal Propio Personal Subcontratado Personal Propio Personal Subcontratado Formación a Plantilla en Materia de Salud y Seguridad Laboral (SSL) (n.º de Horas) 47.888 - 59.186 - Asistencia a Formación en Materia de Salud y Seguridad Laboral (SSL) (1) 5.824 - 5.755 - Inspecciones de Seguridad (2) 462 109.835 829 72.218 “Safety Walks” (3) 83 - 386 - Extra “Checking On Site” (ECoS) (4) 34 - 13 - Número de Horas Trabajadas 15.155.924 35.080.804 16.114.256 35.194.357 Número de Accidentes (5) 2 28 3 16 Índice de Frecuencia (6) 0,12 0,76 0,18 0,44 Número de Accidentes Graves (7) - 2 1 3 Índice de Frecuencia de Accidentes Graves - 0,06 0,06 0,09 Número de Accidentes Mortales - 1 - 1 Índice de Frecuencia de Accidentes Mortales - 0,02 - 0,03 Índice de Gravedad (8) 0,02 0,07 0,08 0,06 (1) Empleados que han asistido a cursos de formación en materia preventiva durante el ejercicio (n.º). (2) Inspecciones de seguridad en trabajos y/o proyectos relacionados con trabajadores propios y contratistas (n.º). (3) Visitas de seguridad en instalaciones y centros de trabajo realizados por la Dirección, y asistidas por técnicos de prevención, para verificar el estado de las instalaciones, el cumplimiento de las normas de Salud y Seguridad Laboral (SSL), así como la adopción por parte de los trabajadores de comportamientos seguros y saludables (n.º). (4) Visitas de seguridad realizadas por expertos de distintos países a los centros de trabajo para compartir prácticas de mejora preventivas (n.º). (5) Incluye accidentes computables de acuerdo a la Policy 106 del Grupo ENEL. (6) Índice de Frecuencia = (Número de accidentes o Número de accidentes graves o Número de accidentes mortales / Número de horas trabajadas) x 10 6 . (7) Incluye: accidentes que a 31 de diciembre de 2021 y 2020 han supuesto más de seis meses de baja laboral; accidentes que a 31 de diciembre de 2021 y 2020 están abiertos y se consideran graves (primer pronóstico>30 días), accidentes clasificados como “Life Changing Accidents” (LCA), con independencia de los días de baja laboral correspondientes. (8) Índice de Gravedad = (Número de jornadas perdidas / Número de horas trabajadas) x 10 3 . 132 14.3. Gestión responsable de personas. ENDESA apuesta por un enfoque sostenible en la gestión de personas, potenciando buenas prácticas en materia de contratación, compensación, relaciones laborales, formación, selección, etc. y con iniciativas que favorecen un entorno de trabajo saludable y seguro, que fomentan el bienestar, la conciliación, la igualdad de oportunidades y que promueven la diversidad y la inclusión. ENDESA cree en la diversidad entre sus empleados como un elemento enriquecedor. El progresivo aumento de mujeres en plantilla, la incorporación de personas de otras nacionalidades, así como de jóvenes para rejuvenecer la plantilla, el reconocimiento de las personas más veteranas y la integración de personas con discapacidad son muestra del respeto de las distintas dimensiones que conforman su Política de Diversidad e Inclusión (edad, género, cultura y discapacidad). En esta línea, en 2021, ENDESA ha trabajado en cada una de las siguientes dimensiones desarrollando diversas actividades que se describen a continuación: Diversidad e igualdad de oportunidades. ENDESA, en el marco de la Política de Diversidad e Inclusión, rechaza toda forma de discriminación y se compromete a garantizar y promover la diversidad, la inclusión y la igualdad de oportunidades en todas las dimensiones que incluye dicha Política (género, edad, discapacidad y nacionalidad): a) Género. ENDESA promueve la igualdad de género en todos los ámbitos, prestando especial atención a los objetivos tanto internos como externos en materia de género, que están incluidos en el Plan Estratégico de Sostenibilidad (2022-2024): 2021 Objetivos 2022-2024 2022 2023 2024 Incrementar la Presencia de la Mujer en Posiciones de Responsabilidad (% mujeres) Posiciones de Dirección 20,8 20,0 20,0 20,5 Posiciones Intermedias 33,8 32,5 32,8 33,0 Promoción de la Diversidad de Género en Procesos de Selección (% mujeres) 53,0 50,0 50,0 50,0 Promoción de la Diversidad de Género en Contratación de Personal (% altas globales de mujeres) 37,0 38,0 40,0 42,0 Orientación Profesional en Áreas STEM (1) para Mujeres >7.000 mujeres involucradas en el periodo 2022-2024 (1) “Science”, “Technology”, “Engineering”, “Mathematics”. Mensualmente se publican los datos y resultados de las acciones realizadas en materia de diversidad de género y se analiza la evolución, respecto a los objetivos marcados para 2021. Respecto al año anterior se ha incrementado el número de mujeres en plantilla en un 1%, el número de mujeres en posiciones manager en un 0,5%, y un 1% en el caso de mujeres en posiciones “middle manager”. Asimismo, se ha incrementado el número de mujeres en el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. en un 5,7%. En el ejercicio 2021 el porcentaje de mujeres contratadas ascendió al 37% (un 5% superior respecto al año anterior). Porcentaje de Mujeres sobre el Total 2021 2020 Consejo de Administración 36,4 30,7 Posiciones Directivas Posiciones de Dirección 20,8 19,7 Posiciones Intermedias 33,8 32,6 Procesos de Selección “Short List” (1) 53,0 36,1 Contrataciones 37,0 32,2 (1) Listado de candidatos finalistas en los procesos de selección. 133 ENDESA cuenta con un Plan de Igualdad que configura un marco de actuación para promover la igualdad efectiva, la equidad, el desarrollo, la conciliación de la vida laboral y personal y la corresponsabilidad entre todos los profesionales, y que forma parte del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Además, ENDESA ha definido un Plan de Acción de Diversidad de Género, alineado con la Política de Diversidad e Inclusión, orientado a tres grandes objetivos: aumentar la presencia de mujeres en la Sociedad, así como en puestos de responsabilidad y garantizar la igualdad en materia salarial. Para alcanzar estas metas se desarrollan diversas iniciativas estructuradas en torno a cuatro pilares: Iniciativas Descripción Atracción del talento • Incorporación del lenguaje inclusivo y la paridad en los procesos de selección a través de programas SETM (“Science”, “Technology”, “Engineering”, “Mathematics”) como “Orienta-T” o “Desmontando Estereotipos”. Sensibilización • Con acciones como “Pildora formativa HER”, “Decisiones Conscientes” y “CEOs por la Diversidad: Mapa de Acciones”. Conciliación • Plasmado en el Plan de Igualdad, así como en 68 medidas contenidas en el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. • “Parental Program”. Liderazgo femenino • A través de programas como “Woman Mentoring”. Además, se realizan acciones complementarias de comunicación como, por ejemplo, los Días de la Diversidad, y se establecen compromisos externos con las Administraciones Públicas como, por ejemplo, el Ministerio de Igualdad (Distintivo de Igualdad), y compromisos con otras entidades como “CEOs por la Diversidad” y con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). Las acciones tienen un seguimiento y monitorización de su impacto a través de la Comisión de Igualdad, y con la elaboración de diferentes índices externos como Bloomberg o MERCO. b) Edad. ENDESA trabaja en el reconocimiento y gestión de las diferencias entre generaciones, asegurando la integración, la motivación y la transferencia de conocimiento. Para ello, durante 2021 se han realizado acciones de “onboarding” dirigidas a jóvenes que se acaban de incorporar a ENDESA; y Programas dirigidos a poner en valor el talento senior a través de iniciativas de trasferencia de conocimiento y de reconocimiento a su experiencia como “Nuestros Mayores Valores”, iniciativa dirigida a empleados mayores de 55 años con contribución excepcional a su trayectoria profesional, que reciben un reconocimiento por parte de la organización, su responsable directo y sus compañeros, en forma de participación en actividades experienciales o de negocio. c) Discapacidad. ENDESA desarrolla acciones en el ámbito de la integración de personas con discapacidad, colaborando con fundaciones especializadas destinadas a este fin, principalmente: Iniciativas Descripción “Valuable 500” • ENDESA se ha posicionado como la primera empresa española dentro del Sector Energético en integrarse en la iniciativa global de integración de la discapacidad “Valuable 500” con más de 20 iniciativas implantadas en el 2021. Plan Familia de la Fundación Adecco • Asesoría y terapias asistenciales para los familiares con discapacidad. A través del mismo, 72 familiares con alguna discapacidad recibieron asesoramiento y terapias asistenciales personalizadas durante 2021. Fundación Randstad • Prestación de un servicio especializado de consulta y asesoramiento en materia de discapacidad. Fundación Prevent y Fundación Universia • Apoyo a diferentes programas de becas para la formación de estudiantes con discapacidad. Estas acciones se concretan tanto en proyectos que favorecen la inserción laboral de este colectivo, como en servicios que dan apoyo a los empleados con discapacidad (76 empleados con discapacidad a 31 de diciembre de 2021, un 0,8% del total plantilla a dicha fecha). Además de la colaboración con fundaciones, ENDESA tiene identificada una persona de referencia quien se encarga de centralizar todas las cuestiones y dar servicio tanto a los gestores como a los empleados sobre esta materia. ENDESA cumple con la normativa vigente en materia de discapacidad, según lo aprobado en la Ley General de Discapacidad. 134 d) Nacionalidad. ENDESA apuesta por el reconocimiento, el respeto y la integración de las personas con diferentes nacionalidades que trabajan en la Sociedad. En este marco, se asigna un tutor perteneciente al país de destino que ayuda a las personas expatriadas en su integración, tanto personal como profesional. Para dar visibilidad a todas las acciones anteriores, se han seguido celebrando en 2021 los “Días de la Diversidad”, este año se ha continuado realizando de manera virtual, debido a la situación provocada por la pandemia, a través de una plataforma global para todos los países del Grupo ENEL. Conciliación y flexibilidad. ENDESA ha seguido impulsando varias líneas de actuación que consoliden la cultura de trabajo flexible y que faciliten el equilibrio personal, familiar y profesional de los empleados. Las medidas que ENDESA está ejecutando para facilitar la conciliación de la vida laboral y personal, se engloban en cinco grandes grupos: calidad en el empleo (contrato indefinido, planes de pensiones, salud y bienestar, apoyo a expatriados, etc.), flexibilidad temporal y personal (reducciones de jornada, excedencias, permisos retribuidos, etc.), apoyo a la familia (excedencias, permisos y flexibilidad horaria para cuidado de familiares, ayudas a mayores dependientes, etc.), desarrollo profesional (formación profesional, técnica, en habilidades, en idiomas, programas de voluntariado, coaching, etc.) e igualdad de oportunidades (asistencia profesional para víctimas de violencia de género, asesoramiento médico, etc.). Durante los ejercicios 2021 y 2020, el número de empleados que se beneficiaron de alguna línea de actuación dirigida a la conciliación de la vida Profesional, Personal y Familiar, es el siguiente: Número de Empleados Líneas de Actuación de Conciliación 2021 2020 Mujeres 2.203 2.218 Hombres 5.104 5.365 TOTAL 7.307 7.583 Entre estas medidas, ENDESA ha continuado promoviendo el proyecto “Trabajo Fuera de la Oficina” (TFO). A lo largo del año 2021, el teletrabajo se ha seguido aplicando, en todos aquellos casos en los que es posible hacer la actividad en remoto, como vía para preservar la salud frente a los contagios, a la vez que se ha seguido acompañando a las personas para mantener la motivación y los resultados. Por otra parte, los programas de “Días sin Cole” y los campamentos han continuado ofreciendo una alternativa de ocio a los hijos de los empleados, con objeto de facilitarles soluciones en los días o periodos de vacaciones en los que los empleados tienen que trabajar y necesitan conciliar su vida profesional, personal y familiar. En las sedes de Madrid, Barcelona y Sevilla, con el fin de favorecer a las mujeres que han sido madres, se ha continuado ofreciendo el servicio de salas de lactancia. ENDESA, como empresa firmemente comprometida con la salud de sus empleados promueve desde 2011 el Programa Entrénate. Dicho programa fomenta la práctica del deporte, a través de una subvención mensual de la empresa al empleado. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el número de empleados que ha disfrutado de estos programas es el siguiente: Número de Empleados Beneficiarios por Tipo de Medida de Conciliación 2021 2020 Trabajo Fuera de la Oficina (TFO) 6.407 6.180 Programa Entrénate 4.052 4.650 Flexibilidad Horaria 2.858 2.152 Para todas sus personas ENDESA pone a su disposición un Canal Ofertas específico por ser empleado, a través de la intranet corporativa. En este canal se incluyen una gran variedad de productos y servicios a precios competitivos que van desde ofertas de ocio a otras vinculadas al bienestar personal y formación. Asimismo, está abierto a la solidaridad, ya que existe una sección a través de la que se ofrece la posibilidad de realizar donaciones a distintas entidades sociales dedicadas a la mejora de las condiciones de vida de los más necesitados. 135 En 2021, ENDESA ha continuado poniendo a disposición de sus empleados en la sede de Madrid la “sala To Do” que, con un horario ininterrumpido y mediante pago online, aglutina los servicios que ayudan a facilitar la vida de los empleados, tales como arreglos de ropa y calzado, tintorería, lavandería, asesoramiento financiero, reparación de móviles, tablets y ordenadores. Además, existe una aplicación que permite a las personas utilizar servicios como compartir el vehículo particular, servicio de car e-sharing con una flota de vehículos eléctricos para uso profesional, limpieza y arreglos de coche, clases de yoga, pilates y gimnasia de mantenimiento, nutricionista y agencia de viajes.  14.4. Clima laboral. Debido a la situación de crisis sanitaria que ha continuado durante el año 2021, ENDESA ha tenido que seguir impulsando el nuevo modelo de trabajo, en un contexto en el que ha habido un retorno parcial a las oficinas. Se han realizado diferentes encuestas, entrevistas, “Focus Group” e iniciativas, a distintos niveles de la organización, para conocer cómo se sentían los empleados, cómo se estaban adaptando al modelo de trabajo a distancia y a un retorno parcial de trabajo presencial, incorporando ítems sobre la carga de trabajo, el liderazgo, la motivación y el compromiso de los empleados con ENDESA. Dentro de la Unidad Personas y Organización, se ha creado la Unidad “Wellbeing and Welfare” (Bienestar) a nivel global, con la misión de estimular y sostener el bienestar personal, tanto en el trabajo como en la vida privada, aumentar el nivel de tranquilidad y reforzar el sentido de pertenencia. Para construir un Plan de Bienestar Global se han escuchado las necesidades de los empleados a través de la encuesta de “Wellbeing”, lanzada en octubre de 2021 en la que se obtuvo un índice de satisfacción de 3,6 sobre 5. Las iniciativas llevadas a cabo durante 2021 siguen enfocadas en potenciar las fortalezas y los valores de ENDESA como palancas para reforzar las áreas de mejora identificadas. Un buen número de ellas están orientadas a seguir mejorando las habilidades de gestión en entornos cada vez más digitales, flexibles y diversos. Otro conjunto importante de medidas se dirige a potenciar la participación de los empleados en la toma de decisiones de los proyectos y procesos, desarrollando los valores de confianza, proactividad, responsabilidad e innovación en los que ENDESA basa su modelo de gestión. Como ejemplo de algunas acciones incluidas en los planes de acción de clima cabe destacar: Acciones de acompañamiento a los empleados (se retomaron los denominados Aperitivos “Seguimos Juntos” a principios del año 2021), acciones sobre liderazgo, gestión del tiempo y gestión emocional, así como proyectos para incrementar el orgullo de pertenencia (se ha continuado con el proyecto “Cambiamos” durante todo el 2021), con el que se han reforzado los valores de la Compañía, se ha acompañado el retorno parcial a las oficinas con comunicaciones y “Wellcome Pack” de bienvenida a la vuelta, y se ha realizado un piloto como termómetro del bienestar de los empleados, con una iniciativa innovadora, “Párate a Sentir”, en la que diariamente se preguntaba a los empleados cómo se sentían, pudiendo responder a través de un dispositivo físico en las oficinas o de manera “online”. Se obtuvieron más de 7.000 respuestas (participación del 68% “online” y del 32% en dispositivo físico) y con un índice de respuestas satisfactorias del 52%. Asimismo, todos los planes de acción de clima llevados a cabo durante el ejercicio 2021 han tenido un seguimiento periódico, para asegurar el cumplimiento de la planificación y los objetivos planteados. 14.5. Liderazgo y desarrollo de las personas. El liderazgo en ENDESA está basado en la visión, misión, valores y comportamientos de ésta. Los valores “Open Power” (Responsabilidad, Innovación, Confianza y Proactividad) están presentes en todos los procesos de gestión de personas a través de las 15 competencias vinculadas a los valores “Open Power”, permitiendo así a los líderes y a todas las personas de la organización, tener una guía clara sobre un estilo de gestión y unos comportamientos que apuestan claramente por las personas y por su potencialidad. Hace años que ENDESA apuesta por la cultura del “coaching” en la empresa, en este último año esta apuesta se ha reafirmado integrando esta filosofía en procesos de gestión de personas clave enfatizando la importancia de competencias como el “feedback” y la escucha. 136 ENDESA apuesta por el desarrollo del talento y por el crecimiento personal y profesional como parte de su estrategia empresarial centrada en la Sostenibilidad del capital humano: Programas Descripción Talleres de Habilidades • ENDESA continúa realizando una fuerte apuesta por el “coaching” mediante acciones individuales o grupales, realizadas principalmente a través de la Red Interna de Coaching donde más de 50 “coaches” internos, de los cuales más de 25 también son “coaches” de equipos, acompañan a profesionales en ENDESA, siendo éste un modelo referente en las empresas del IBEX35. • Este año ha vuelto a ser reconocida como ganador del tercer premio “Cultura de Coaching en la Empresa 2021” de la Asociación Española de Coaching Ejecutivo y Organizativo (AECOP). Este premio se une al que ya fue otorgado a ENDESA en 2019, cuando fue galardonada con el primer premio de esta categoría. También en 2020 se recibió, de la mano de Expocoaching, el primer premio a la “Best Practice” en empresa. Talleres de Habilidades • En 2021 se ha enriquecido el catálogo de talleres vinculados a “coaching”, con el reto de acercar el “coaching” a ENDESA, así nació la iniciativa “Growing with Coaching” orientada a dar a conocer y acercar el coaching a todos los empleados. En esta línea también está el taller “Herramientas de Coaching para tu Desarrollo” impartido internamente por la Red Interna de “Coaching” y dirigido a toda persona que quiera conocer cómo implementar las competencias del “coaching” en su día a día. Estos talleres complementan los cursos “Gestor Coach” y “Gestor Coach+”, dirigidos a gestores de personas. En su apuesta por la cultura del “feedback”, las herramientas del “coaching” son un elemento que contribuye positivamente a la gestión de equipos en entornos de alta eficiencia. “Mentoring” • Continuando con la línea de acción iniciada en ejercicios anteriores, ENDESA mantiene este proyecto de transferencia de conocimiento en el que profesionales referentes en una competencia o área de conocimiento específico tutelan y mentorizan a otros compañeros durante un periodo de entre 3 y 6 meses. En 2021 se ha lanzado una nueva edición de “Women Mentoring” con el objetivo de poner en valor y potenciar el talento femenino de la Compañía. “Job Shadowing” • Acción de desarrollo orientada a conocer otra área de la empresa. Puede elegirse a un compañero para hacerle “shadow” durante un periodo de tiempo determinado, acompañándole en su día a día, compartiendo experiencias y puntos de vista. En 2021 se ha dado la oportunidad de participar en este programa a cualquier persona de la organización que estuviera interesada. Empoderamiento del rol del “People Business Partner” (PBP) • En el marco del proyecto “MEWE transformation”, cuyo fin es apoyar a los “People Business Partner” (PBP) en la transformación hacia un rol más enfocado en la cercanía a las personas y potenciación de competencias clave del “coaching” como la escucha, la empatía y el “feedback”. Para ello, todas las personas que ocupan este rol han realizado un proceso de desarrollo basado en herramientas de “coaching”. Consultoría de Personas y Organización • Uno de los grandes logros del ámbito de Desarrollo del Talento es llevar a cabo soluciones a medida para aquellos negocios que así lo necesiten. Durante 2021, ENDESA ha continuado reforzando una línea de consultoría interna que da soluciones “ad hoc” a necesidades planteadas por los negocios. Planes de Sucesión • En 2021 ENDESA ha continuado con la identificación de sucesores de las posiciones de mayor responsabilidad directiva. La identificación se rige por criterios, entre los que se establecen que, al menos, la mitad de los sucesores sean mujeres, contribuyendo así a la consecución de los objetivos de Diversidad de Género. En 2021 el sistema anual de evaluación ha evolucionado a un proceso centrado en el desarrollo de la persona y en potenciar la cultura del “feedback”. El “Open Feedback Evaluation” (OFE) está basado en 15 competencias estructurado en 3 ámbitos. − Talento: orientado a que cada persona identifique hasta tres competencias en las que considera que destaca. − Generosidad: este ámbito está dirigido a dar y solicitar “feedback” a los compañeros, con el fin de reconocer y potenciar su desarrollo. − Acción: el responsable asigna metas profesionales a las personas de su equipo. El proceso ha evolucionado a un plano 360º, abierto a toda la organización con el fin de potenciar la cultura de intercambio de “feedbacks” a todos los niveles. Asimismo, a 31 de diciembre de 2021 un 36,6% de los empleados de ENDESA percibe retribución variable basada en objetivos, lo que supone un total de 3.384 empleados. Durante el ejercicio de 2021, se han realizado 3.505 evaluaciones de los objetivos del ejercicio 2020. Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con la evaluación por desempeño y la evaluación de objetivos. En los ejercicios 2021 y 2020 los indicadores de desempeño (KPIs) relacionados con la evaluación por desempeño y la evaluación de objetivos evolucionaron conforme se indica a continuación: Porcentaje (%) Indicadores de Desempeño (KPIs) 2021 2020 Empleados con Retribución Variable Vinculada a la Evaluación por Objetivos (1) 36,6 36,5 Empleados Involucrados en la Evaluación del Desempeño (2) 84,4 86,6 (1) Empleados con un componente variable de su salario vinculado a la consecución de los objetivos de ENDESA. (2) Empleados participantes en la evaluación de comportamientos y/o valores de la empresa a través de la herramienta "Open Feedback" (OFE) sobre la plantilla final. 137 14.6. Formación. En su compromiso con las personas, la estrategia de aprendizaje de ENDESA pone en el centro a las mismas y ofrece un amplio catálogo de acciones formativas para dotar y mejorar la cualificación técnica que precisan y crecer en su desarrollo personal. Un catálogo totalmente actualizado con cursos sobre las habilidades y técnicas más demandadas que contribuye a incentivar su curiosidad por los temas más vanguardistas y a cuidar y reforzar el bienestar integral de las personas, así como, experiencias de aprendizaje para trabajar y liderar en un nuevo modelo organizativo más flexible. Las acciones de formación llevadas a cabo en 2021 responden a las necesidades detectadas en diferentes procesos de recogida de necesidades formativas que aseguran un aprendizaje continuo y actualizado en las diferentes tipologías definidas y clasificadas como “upskilling” y “reskilling”: Habilidades; Técnico; “Safety” y Prescriptivas. Durante el año 2021 se han realizado 5.387 sesiones formativas en las que han participado 8.876 empleados. Para ejecutar esta actividad, ENDESA ha invertido 34 millones de euros, de los que 13 millones de euros corresponden a costes directos de la actividad formativa. La responsabilidad de ENDESA con el cumplimiento de la legislación vigente en relación con todos y cada uno de los ámbitos en los que desarrolla sus actividades, supone la inclusión de numerosas acciones formativas, entre las que destacan las referidas a Salud y Seguridad Laboral (SSL), Sostenibilidad Energética, Medioambiente; y Digitalización, tal y como se detallan a continuación: Tipo Formación Descripción Programas Salud y Seguridad Laboral (SSL) • En el ámbito de la Salud y Seguridad Laboral (SSL) los cursos de prevención de riesgos laborales están dirigidos a toda la plantilla con carácter preceptivo, combinando las metodologías “online”, virtual y presencial en función de los contenidos y el público objetivo. • Adicionalmente, se llevan a cabo acciones específicas para posiciones con una responsabilidad concreta en materia de prevención como son: los delegados de prevención, los recursos preventivos y los miembros de equipos de emergencia. Con el objetivo de actualizar los conocimientos, tanto en el área normativa como en los procedimientos propios de ENDESA, se imparten cursos y se realizan los correspondientes reciclajes. ➢ Primeros auxilios. ➢ ISO 45001. Sostenibilidad Energética • El compromiso con el desarrollo sostenible es parte esencial de la actividad de ENDESA. • En este sentido, la formación en esta materia adquiere una gran importancia con el diseño, desarrollo e impartición de cursos en los que se pretende que los empleados sean capaces de interiorizar los principios de la Sostenibilidad en su ámbito de actuación, profesional y privado, y que, con un cambio de comportamiento energético, se conviertan en un referente para la Sociedad. - ➢ ENDESA “Circular Economy School”. ➢ Economía Circular: Conceptos generales y aplicación al negocio. Medioambiente • Durante el ejercicio 2021 se ha continuado reforzando la formación medioambiental con la impartición aproximadamente de 1.540 horas de formación a empleados de ENDESA. • Esta formación permite dar cumplimiento a los requerimientos establecidos para las distintas certificaciones ISO 14001, eficiencia energética y del Sistema Integrado de Gestión Ambiental Energética y de Calidad Ambiental en Interiores (SIGAEC) de ENDESA. ➢ ISO 14001. ➢ Sensibilización medioambiental. Digitalización • La formación en transformación digital ha supuesto un importante capítulo en 2021, con la impartición de más de 36.251 horas. • Los programas de formación de ENDESA en competencias digitales permiten que las personas sumen a sus conocimientos técnicos en tecnología, habilidades para la gestión del cambio que marca el nuevo paradigma de la era digital y el nuevo modelo de trabajo con el objetivo de tener una visión más sistémica y alcanzar un impacto positivo y sostenible. ➢ Rutinas Digitales en 21 días (R21D). ➢ EnData. Otras Actividades de Formación • Formación en habilidades gerenciales, sociales y de liderazgo para proporcionar a los empleados herramientas para su desarrollo personal y profesional. Este tipo de formación se modula de forma transversal entre las diferentes líneas de Negocio y Áreas de Soporte. • Programas de empoderamiento y transformación. ➢ Programas sobre la metodología “agile”: Hablemos de “agile”, “Scrum Master”. “Product owner”. ➢ Nuevas metodologías de trabajo: “Desing Thinking”, “Visual Thinking”, “Solución Creativa de Problemas”, “Lean Startup” y “Solución Creativa de Problemas”. ➢ Renacer en las relaciones. • Formación en capacitación técnica a los empleados para su progreso profesional y dotación de la cualificación necesaria para el desempeño de su actividad. • Formación en diversidad e inclusión. ➢ “Valuable 500”: Hablamos de Discapacidad (ESP). • Formación en idiomas, dada su pertenencia al Grupo ENEL, ENDESA potencia las acciones formativas de idiomas, principalmente en inglés e italiano, con un amplio abanico de programas lingüísticos en diferentes modalidades. • Programas “onboarding” de aprendizaje específicos para las nuevas incorporaciones que les facilitan la adquisición de conocimientos y habilidades necesarios para el desarrollo de sus funciones. 138 Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con la actividad de formación. En los ejercicios 2021 y 2020 los indicadores de desempeño (KPIs) relacionados con la actividad de formación evolucionaron conforme se indica a continuación: N.º de Horas Indicadores de Desempeño (KPIs) 2021 2020 Formación (1) 406.917 348.700 Formación en Habilidades Digitales (1) 36.251 33.174 Impulso de la Formación a Empleados (2) 43,95 36,40 Por categorías: Directivos 32,69 32,81 Mandos Intermedios 41,31 34,45 Personal de Administración y Gestión 45,20 32,59 Operarios 50,30 56,24 Por Sexo: Hombres 39,24 38,03 Mujeres 33,36 31,14 (1) Formación impartida a la plantilla. (2) Formación media impartida a cada empleado (número medio de horas de formación). 14.7. Atracción y retención del talento. ENDESA ha llevado a cabo diferentes acciones de “Employer Branding” para mejorar el posicionamiento de la empresa en el mercado laboral y ser percibida como un lugar atractivo para trabajar. El foco en estos últimos años ha sido la atracción del talento joven, y en especial los perfiles STEM (“Science”, “Technology”, “Engineering”, “Mathematics”) que contribuyan a la transformación digital en la que está enfocada ENDESA. Actuaciones Descripción Atracción del Talento Joven • El proyecto “Flow Your Talent” tiene la finalidad de potenciar las habilidades y desarrollar a jóvenes talentos. Dentro de este marco de actuación destacan iniciativas como ferias de empleo virtuales, eventos especializados en perfiles digitales, como “Big Data Talent Virtual” o “Speed Dating IT”. • Igualmente, se ha realizado una decena de talleres dirigidos a estudiantes de educación secundaria y a universitarios, con la finalidad de potenciar el interés por la formación STEM (“Science”, “Technology”, “Engineering”, “Mathematics”) y la marca ENDESA. • También este año alrededor de 200 jóvenes talentos han participado en diferentes acciones de “Recruiting Day”, en los que jóvenes realizan actividades tanto individuales como grupales para poner de manifiesto de una manera natural y fluida sus capacidades, pasiones e intereses profesionales. Son actividades muy bien valoradas por los propios candidatos desde el punto de vista de selección y de marca empleadora. Movilidad Internacional • Durante 2021 ENDESA ha continuado con programas de movilidad internacional para empleados con el objetivo de impulsar el desarrollo en escenarios internacionales, ampliar su visión global del negocio y sus conocimientos técnicos. • Los programas de movilidad internacional se gestionaron de forma eficiente y promovieron una carrera global, potenciando así una cultura multinacional. En 2021, en ENDESA se han gestionado 49 procesos de empleados expatriados y 10 de impatriados. • En el marco del cumplimento de la Política de Diversidad se presta especial atención a la integración del expatriado en destino, mediante la asignación de un tutor/mentor durante el periodo de expatriación. Selección de Personal • Con respecto a la cobertura de vacantes, ENDESA potencia la participación de los empleados en los procesos de selección, para así favorecer la movilidad interna y dar oportunidades de desarrollo y aprendizaje a los empleados. • En aquellos casos en los que no es posible contar con una forma de movilidad interna, se opta por la vía de contratación externa de personas que han estado directamente vinculadas a actividades con la empresa, ya sea a través de prácticas, becas o contratos temporales específicos. Además, se ofertan las vacantes en la web de ENDESA y portales de empleo específicos. • ENDESA dispone de directrices de aplicación global y en el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” se recogen las particularidades del proceso de cobertura de vacantes. • Los candidatos seleccionados, además de cumplir con el perfil técnico requerido, también tienen el perfil competencial y valores promovidos por la cultura corporativa “Open Power”. • En 2021, para el ámbito de España y Portugal se han cerrado más de 300 procesos de selección interna y más de 700 para cubrir vacantes externas. Programa de Becas • Durante 2021 se han incorporado 228 jóvenes titulados al Programa de Becas de ENDESA, un 25% más que en años anteriores. Los proyectos formativos asociados a las becas permiten a los estudiantes optimizar su desarrollo y mejorar el nivel de empleabilidad para continuar con su carrera profesional. • Existe el compromiso de tratar de incorporar a la plantilla de ENDESA el mayor número de estudiantes que cursan beca. Igualmente, los estudiantes durante el año de beca en ENDESA tienen la oportunidad de adquirir un conocimiento y experiencia vinculados al ámbito profesional que les son muy útiles de cara a encontrar su primer empleo. Política Retributiva • La política retributiva de ENDESA se encuentra alineada con las recomendaciones de la normativa nacional e internacional en materia de Gobierno Corporativo. Su principal objetivo es retener, atraer y motivar a los mejores profesionales, asegurando el mantenimiento de la equidad interna, de la competitividad externa y establecer una remuneración acorde con las mejores prácticas del mercado. • La política retributiva de ENDESA vela por una compensación competitiva y equitativa de sus empleados. La remuneración se determina atendiendo al análisis de competitividad externa en base a encuestas salariales de mercado, mediante una metodología de valoración de puestos con criterios de empresas similares en cuanto a número de empleados y facturación. • Asimismo, la política retributiva de ENDESA pone en valor los principios de meritocracia. En el ejercicio 2021, al igual que en años anteriores, se ha realizado el proceso de revisión salarial individual para todos los empleados alcanzando todas las categorías profesionales. Dichos procesos tienen como finalidad principal reconocer el esfuerzo, la responsabilidad y el compromiso de las personas con la Sociedad, asignando ajustes retributivos de manera diferenciada, al mismo tiempo que se garantizan los mínimos establecidos en el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Esta política contribuye además a potenciar el papel del gestor en el reconocimiento de las personas. • En el año 2021 se ha realizado un ejercicio de transparencia en la comunicación a la plantilla del proceso de revisión salarial haciendo hincapié en la mirada de género. 139 Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con la brecha salarial. En los ejercicios 2021 y 2020 los indicadores de desempeño (KPIs) relacionados con la brecha salarial evolucionaron conforme se indica a continuación: Porcentaje (%) Remuneración Fija Media (1) Remuneración Fija, Variable y Beneficios Sociales Media (2) Brecha Salarial 2021 2020 % Var. 2021 2020 % Var. Directivos 11,8 11,2 5,4 15,4 14,7 4,8 Mandos Intermedios 8,7 8,9 (2,2) 10 10,6 (5,7) Personal de Administración y Gestión 11 10,8 1,9 12,2 11,5 6,1 Operarios (1,2) (0,6) 100,0 0,8 0,5 60,0 PROMEDIO 7,2 7,3 (1,4) 8,1 7,8 3,8 (1) Diferencia existente entre la remuneración fija media de los hombres y las mujeres, como porcentaje de la remuneración fija media de los hombres (%). (2) Diferencia existente entre la remuneración fija media de los hombres y las mujeres, como porcentaje de la remuneración fija, variable y beneficios sociales media de los hombres (%). 14.8. Diálogo social. A 31 de diciembre de 2021 el número de trabajadores afectados por el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, en distintos términos jurídicos, es de 8.255 personas, (89% de la plantilla). De conformidad con la normativa laboral española, así como con la normativa laboral de ENDESA durante el ejercicio 2021, están establecidos los criterios que deben operar en caso de que se produzcan reordenaciones societarias y reorganización empresarial contemplándose que se pondrán en conocimiento de la Representación Social con, al menos, 30 días de antelación a la efectividad de las operaciones de reordenación societaria y reorganización empresarial. En el ámbito de la negociación colectiva, las actuaciones más relevantes en 2021 han sido: − Acuerdo para la unificación de los acuerdos de las unidades de producción hidráulica de “Power Generation”. − Acuerdo de modificación condiciones laborales para la Gestión de la Recolocación de los trabajadores excedentes: CT Ibiza y Unificación Centros de Control y Operación Flexible Gran Canaria y Tenerife. − Acuerdo sobre el Reglamento de Funcionamiento de los Comités de Salud y Seguridad Laboral (SSL) previstos en el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. − Acuerdo sobre el traspaso de trabajadores a las sociedades ENEL Iberia, S.L.U. o ENDESA Medios y Sistemas, S.L.U. − Acuerdo sobre el traspaso de trabajadores a la Sociedad EDistribución Redes Digitales, S.L.U. − Acuerdo sobre el traspaso trabajadores de EDistribución Redes Digitales, S.L.U. a ENEL Iberia, S.L.U. − Acuerdo para la adscripción de los trabajadores de la Unidad de B2C a distintas sociedades o Unidades Organizativas como consecuencia de la evolución organizativa de ENDESA X Servicios, S.L.U. 14.9. Relación responsable con las Comunidades. El compromiso de ENDESA con el desarrollo de las Comunidades en las que opera se enmarca en la Política de Creación de Valor Compartido (CSV “Creating Shared Value”), la cual establece los principios generales y la metodología para la implementación de actuaciones que permitan maximizar el valor que los activos y proyectos de negocio pueden aportar a la Comunidad Local. Dicha política se plantea con el objetivo último de propiciar el progreso tanto de ENDESA como de la Sociedad, entendiendo que éste surge de las ideas y de la creación conjunta, impulsado por valores como la confianza, la responsabilidad, la proactividad y la innovación resiliente. 140 Construimos, por tanto, un modelo de negocio integrado donde la Sostenibilidad nos permite abordar los problemas que dan forma a nuestra hoja de ruta, con un enfoque orientado a la equidad, para perseguir un progreso sostenible, creando soluciones rentables, resolviendo necesidades sociales, generando relaciones mutuamente beneficiosas con los grupos de interés, sin dejar a nadie atrás, y creando valor a largo plazo para que todos los agentes contribuyan a un desarrollo resiliente y equitativo. La información detallada acerca de la relación responsable con las comunidades de ENDESA se puede consultar en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). Enfoque “Creating Shared Value (CSV)”. ENDESA, desde el año 2016 se encuentra en un proceso de integración de la Sostenibilidad en la operativa de negocio bajo el enfoque “Creating Shared Value (CSV)”. Para ello, se está aplicando una metodología exhaustiva y rigurosa de acompañamiento a los activos y proyectos de la empresa en todas las fases de la cadena de valor. La aplicación de dicho Proceso “Creating Shared Value (CSV)” cuenta con 4 fases detalladas en el siguiente gráfico: La implantación del modelo “Creating Shared Value (CSV)” está en ejecución en la Línea de Negocio de Distribución e implementado en el 100% de las instalaciones de generación térmica y renovable en toda la cadena de valor, con diferente grado de avance. Asimismo, se ha avanzado en el despliegue del modelo en las comercializadoras que será desarrollado a lo largo del ejercicio 2022. Desde el ejercicio 2016 ha habido 342 aplicaciones del modelo “Creating Shared Value (CSV)” en 351 instalaciones de ENDESA en distintas etapas de la cadena de valor. De ellas, durante 2021 han estado en ejecución 98. ENDESA dentro del Plan Estratégico 2022-2024 tiene marcada una ruta hacia la descarbonización, con una reestructuración completa del “mix” de generación en los próximos años. Este cambio de modelo energético se está realizando de forma responsable con las Comunidades Locales. De acuerdo con lo anterior, en todos los proyectos que se abordan desde el negocio de generación se está poniendo foco en especial en las Comunidades Locales. Cada uno de los proyectos de construcción renovable van acompañados de un plan “Creating Shared Value (CSV)” específico. Y todas las centrales térmicas en operación cuentan con un proceso de acompañamiento “Creating Shared Value (CSV)”. En el resto de los activos se ha definido un plan de implementación progresivo con un calendario. Por último, los proyectos de cierre total de centrales de carbón que actualmente ha presentado ENDESA van acompañados por un Plan de Futuro que se presenta al Ministerio competente con carácter voluntario y con el objeto de mitigar su impacto negativo sobre la Comunidad Local. 141 Proyectos de sostenibilidad. Son proyectos de Sostenibilidad las iniciativas impulsadas, apoyadas, gestionadas y/o subvencionadas por la empresa de manera voluntaria y alineadas con las necesidades del entorno, que generan un beneficio en la Sociedad en la que opera, más allá de la gestión normal del negocio, o que propician eficiencia o mejoras en la gestión de la empresa a nivel interno. A 31 de diciembre de 2021 la categorización de los proyectos de Sostenibilidad de ENDESA es la siguiente: Indicadores de Desempeño (KPIs) relacionados con actividades socioeconómicas. En el ejercicio 2021, y según metodología “London Benchmarking Group” (LBG), la cual permite medir, gestionar, evaluar y comunicar las contribuciones, logros e impactos de la inversión en desarrollo social de la Compañía en la Sociedad, ENDESA ha aportado 14 millones de euros en inversión en desarrollo social destinada a las Comunidades de los entornos en los que opera, de los cuales 11 millones son aportaciones dinerarias o en especie (véase Apartado 9.3 de este Informe de Gestión Consolidado). La distribución de dicha inversión calculada de acuerdo a la metodología “London Benchmarking Group” (LBG) en los proyectos de Sostenibilidad de ENDESA ha sido la siguiente: Porcentaje de Inversiones en Desarrollo Social en cada proyecto Sostenible 2021 2020 Inversiones en Desarrollo Social (1) 14 34 Inversiones en Desarrollo Social en cada proyecto Sostenible: Acceso a la Energía (2) 18,0 7,0 Desarrollo Socioeconómico (3) 19,0 29,0 Educación (4) 13,0 13,0 Apoyo a las Comunidades Locales (5) 50,0 50,0 (1) Corresponde a la aportación total: dineraria, en especie, tiempo y costes de gestión. (2) Incluye proyectos de minimización de barreras económicas de acceso a la energía, promoción de la formación técnica y capacitación en el ámbito de la energía, fomento de la eficiencia energética, concienciación en el uso de la energía y desarrollo tecnológico y de infraestructuras para facilitar el acceso, y el acceso a la electricidad a colectivos vulnerables. (3) Incluye proyectos de fomento del empleo y generación de actividad económica en la Comunidad, transferencia de conocimientos y capacitación, apoyo a actividades empresariales locales. (4) Incluye proyectos de apoyo a actividades formativas que involucren a estudiantes, familias, colegios y universidades y de fomento de la formación académica, en general, no relacionada con la energía, a través de becas, cátedras, etc. (5) Incluye proyectos cuyo objetivo es la mejora del bienestar de las personas y Comunidades, el mantenimiento de su identidad cultural, la conservación de su patrimonio, la mejora del medioambiente y de la biodiversidad local, el deporte, el fomento de hábitos saludables y el apoyo a la cobertura de necesidades básicas. 142 14.10. Cadena de suministro sostenible. ENDESA aplica las mejores prácticas sostenibles extendiéndolas a toda su cadena de valor. En este sentido, con el fin de promover la gestión responsable en la cadena de suministro, ENDESA dispone de un proceso integral de compras, proceso en el que se exige la calificación de todos los proveedores (donde se evalúan aspectos económicos, legales, ambientales, sociales y éticos que debe cumplir), no solo del proveedor con el que se va a contratar sino incluso de todos aquellos a los que se invita al correspondiente proceso de licitación. En la fase de selección de proveedores, ENDESA incorpora en la valoración de las ofertas determinados indicadores de Sostenibilidad (“k” de Sostenibilidad) y, adicionalmente, todos los contratos con sus proveedores incluyen en sus Condiciones Generales cláusulas específicas sobre el compromiso de las contrapartes con los Derechos Humanos, la seguridad de las personas, el medio ambiente y la corrupción. Durante la realización y tras la finalización de los trabajos por parte del proveedor, ENDESA realiza un seguimiento de su desempeño (llamado Gestión del Desempeño del Proveedor - Consequence Management) con el fin de gestionar al proveedor y el contrato de acuerdo con los requerimientos establecidos. Todos los meses los datos registrados se utilizan para el cálculo de seis indicadores de categoría (Seguridad, Medio Ambiente, Calidad, Puntualidad, Derechos Humanos y Corrección, Innovación y Colaboración) y un indicador SPI (Índice de rendimiento del proveedor) derivado del promedio ponderado de los indicadores de las categorías según unos porcentajes que dependen del riesgo asociado con la categoría individual en el grupo de productos o servicios objeto de la evaluación. En función de la puntuación obtenida se inicia un proceso de gestión de consecuencias aplicables al proveedor o al contrato que incluyen, entre otras, acciones destinadas a fomentar un comportamiento excelente. Gestión ASG de la cadena de suministro. Descripción Integridad y lucha contra la corrupción ENDESA está adherida al Pacto Mundial y, en cumplimiento del décimo principio, pretende continuar su compromiso de combatir la corrupción en todas sus formas. Por lo tanto, el contratista declara reconocer los compromisos asumidos por ENDESA y se compromete a no hacer uso de ninguna oferta o solicitud de pagos ilegal en la ejecución del contrato en interés de ENDESA y/o en beneficio de sus empleados. Cumplimiento de los Derechos Humano Todos los contratos incluyen cláusulas sobre Derechos Humanos, relativas a Pacto Mundial y Normativa Ética (cláusulas 26 y 27) con el objetivo de obtener un compromiso formal de Socios y Proveedores. Además, se aplican los convenios de la “Organización Internacional del Trabajo” o la legislación vigente en el país en el que deben llevarse a cabo las actividades, si éstas fueran más restrictivas. Gestión Ambiental En la normativa contractual del Grupo, en las “Condiciones Generales de Contratación (CGC)”, existen cláusulas que requieren del cumplimiento de la normativa sobre Medio Ambiente. Para garantizar el cumplimiento de los requisitos ambientales y monitorizar constantemente el estado de cumplimiento de sus obligaciones, ENDESA se reserva el derecho de llevar a cabo las actividades de monitoreo de sus contratistas. Salud y Seguridad Laboral (SSL) ENDESA ha adoptado una instrucción de funcionamiento sobre violaciones reiteradas de seguridad laboral y procesos de compras, que regulan específicamente la forma en que se evalúan los accidentes o incidentes (“near miss”) y los límites en la asignación de nuevos contratos posteriores a estos eventos. Además, en los procesos de calificación del proveedor se tienen en cuenta 4 parámetros relacionados con la Salud y Seguridad Laboral (SSL) de los proveedores. La información detallada acerca de la cadena de suministro de ENDESA se puede consultar en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). 14.11. Economía Circular. La firme apuesta por la generación con energías renovables, el desarrollo de una red inteligente y flexible que facilite la penetración de generación distribuida, y la electrificación de usos finales, describen el proceso que sigue ENDESA hacia la descarbonización de la economía y la Sociedad. En este sentido, recientes estudios muestran que la Economía Circular contribuye casi a la mitad del esfuerzo global para alcanzar los objetivos de descarbonización. De esta forma, la Economía Circular representa una oportunidad para complementar el proceso de descarbonización y combatir de forma más eficaz la situación de alerta medioambiental actual. 143 La implantación de la Economía Circular en ENDESA se caracteriza por una reevaluación del negocio a lo largo de toda la cadena de valor mediante la aplicación de un pensamiento innovador y considerando tanto el flujo de energía como de materiales, desde las fases de diseño y aprovisionamientos hasta los clientes finales, pasando por la generación de energía y las infraestructuras y redes. Todo ello, se está aplicando con enfoques específicos en las diferentes unidades de la Compañía. Enfoque Circular. La transición hacia una Economía Circular requiere un cambio sistémico total; requiere un nuevo modelo de relación, ya que la Economía Circular es transversal a todas las áreas de la Compañía, por lo que es necesario establecer un modelo de gobernanza que facilite la transversalidad que necesita la Economía Circular. Para ello, ENDESA ha creado una unidad específica de Economía Circular, con una estructura ligera que impulsa el posicionamiento de la Compañía con acciones transversales, proporciona soporte al resto de áreas de la empresa y crea el contexto adecuado para impulsar la adopción de los principios de la Economía Circular. Proyectos de Economía Circular. Asimismo, ENDESA desarrolla distintas iniciativas de Economía Circular entre las que destacan los siguientes proyectos: Descripción Ciudades Circulares La ciudad circular es una evolución del concepto de “smart city” o ciudad inteligente. Se trata de un cambio de percepción: de una visión enfocada a las nuevas tecnologías y los servicios energéticos pasa a un enfoque holístico que tiene en cuenta todos los recursos que consume una ciudad: energía, materias primas, agua, entre otros, a la vez que se generan emisiones y residuos debido la actividad social y económica que se desarrolla en ella. En esta nueva visión, las tecnologías seguirán teniendo un papel central; por ejemplo, las infraestructuras son transversales al resto de áreas de actividad como la red eléctrica cada vez más digitalizada o la iluminación. En 2021, se ha lanzado la iniciativa “eCityMálaga” que se desarrollará en el Málaga “TechPark”, un espacio al que aportará los beneficios asociados a la aplicación de los principios de la Economía Circular como la Sostenibilidad y competitividad. Su objetivo es convertirse en un referente urbano en edificación, transporte y gestión de recursos como energía, agua y materiales, apoyado también por la tecnología digital. El proyecto se llevará a cabo en los próximos años mediante la colaboración público-privada del Málaga “TechPark”, el Ayuntamiento de Málaga, ENDESA y otras entidades y empresas ubicadas en el parque. Una nueva Cultura Circular ENDESA trabaja activamente en la promoción de una cultura circular, tanto internamente como externamente. Dentro de la Compañía, ENDESA difunde aspectos relacionados con la Economía Circular entre sus empleados a través de distintas iniciativas como: cursos online, sesiones de formación ad hoc para funciones específicas que desempeñan un papel en actividades clave relacionadas con la Economía Circular, podcasts o comunicaciones internas. Con este propósito, se creó la “Academia ENDESA de Economía Circular”; una escuela interna para capacitar a empleados en materia de Economía Circular. En 2021, 63 alumnos participaron en las dos ediciones de 37 horas de formación impartidas por 4 Universidades, ponentes internos y externos. En el diseño del programa formativo se consideró la inclusión de temas transversales como finanzas o aprovisionamientos, y la participación de todas las áreas de negocio con el objetivo de promover la discusión sobre aspectos tecnológicos, de proceso, de modelo de negocio, temas contractuales, regulatorios, institucionales, etc. Además, ENDESA pone a prueba a los más jóvenes en torno a la Economía Circular e innovación con 2 programas, “PlayEnergy” y “We are Energy”, que tienen como objetivo desarrollar y potenciar los jóvenes talentos. 144 La información relativa a las acciones de ENDESA en Economía Circular se puede consultar en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). 15. Política de Sostenibilidad. 15.1. El Compromiso de ENDESA con la Sostenibilidad. ENDESA considera la Sostenibilidad como un elemento esencial de su cultura empresarial que permita a la empresa mantener una posición de liderazgo y reforzarla de cara al futuro. Para ello integra la misma en su estrategia y contribuye al desarrollo sostenible a través de la creación de valor a largo plazo. Para superar con éxito los retos y desafíos en materia de Sostenibilidad a los que se enfrenta la Sociedad, ENDESA ha definido una serie de principios y compromisos transversales basados en los valores corporativos de la Sociedad, que rigen tanto la gestión y actuaciones en materia económica, social, ética y ambiental como la relación con todos sus grupos de interés. Estos principios y compromisos se recogen en la Política de Sostenibilidad que guían la gestión de la Sostenibilidad y los compromisos futuros que constituyen el marco de actuación de ENDESA con el Desarrollo Sostenible, puesto de manifiesto en la Visión, Misión y Valores de la Sociedad (véase Apartado 2.3.2 de este Informe de Gestión Consolidado). El Consejo de Administración a través de su Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo es el encargado de la supervisión del cumplimiento y del control de la política y de la estrategia en materia de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo de acuerdo con las funciones y competencias establecidas en el Reglamento del Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo. La referencia a la Política de Sostenibilidad se puede consultar en la web: https://www.endesa.com/content/dam/enel.es/home/inversores/gobiernocorporativo/politicascorporativas/do cumentos/Politica-Sostenibilidad-ENDESA-21_12_2020.pdf El detalle de esta información se puede consultar en el Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad (véase Apartado 24 de este Informe de Gestión Consolidado). 15.2. La Contribución de ENDESA a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas. ENDESA, quiere ser un agente activo de la visión transformadora que presentan los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) por lo que mantiene un compromiso de contribución al objetivo 13 de acción por el clima al que además contribuye con objetivos concretas en los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) 7, 9 y 11: − ODS 13 (Acción por el Clima): Adelanto de la descarbonización del “mix” energético en 2040. − ODS 9 (Industria, Innovación e Infraestructura y ODS 11 (Ciudades y Comunidades Sostenibles): Inversión de aproximadamente 1.500 millones de euros en Digitalización en el Plan Estratégico 2022- 2024 y Plan de despliegue de puntos de recarga eléctrica de 46.000 puntos en 2024. − ODS 7 (Energía Asequible y no Contaminante): Más de 4.0 GW de crecimiento en energía renovable en el periodo 2022-2024. Adicionalmente, ENDESA de forma indirecta contribuye a través de programas de formación y capacitación de la energía, accesibilidad y fomento de la eficiencia energética, que alcanzarán 4,1 millones de beneficiarios en el periodo acumulado 2015-2030. Asimismo, ENDESA contribuye de manera indirecta al ODS 4 (Educación de calidad) con el que tiene fijado un compromiso público de alcanzar los 0,8 millones de beneficiarios en el periodo 2015-2030 y al ODS 8 (Trabajo decente y crecimiento económico) donde la Compañía ha fijado un compromiso público de llegar a 1,9 millones de beneficiarios en 2030 en el mismo periodo a través de las iniciativas sociales llevadas a cabo por la Compañía y reconoce la relevancia que está adquiriendo en su estrategia el ODS 12 (Producción y Consumo Responsable) y la importancia creciente de las alianzas como señala ODS 17 (Alianzas para lograr los objetivos). 145 Estos son los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) más prioritarios para ENDESA y, por tanto, sobre los que pone un mayor énfasis, pero actúa también de forma decidida sobre todos los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), sobre los que viene fijando objetivos y reportándolos desde su aparición. Para ello, el Plan de ENDESA de Sostenibilidad 2022-2024 determina la hoja de ruta de los próximos tres años para contribuir a la Agenda 2030, alineando por tanto su estrategia de Sostenibilidad a este marco universal. 16. Marco Regulatorio. La información relativa al marco regulatorio se incluye en la Nota 5.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. A continuación, se describen las principales novedades en el marco regulatorio que, bien se han aprobado en el año 2021, o han tenido un impacto relevante sobre la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas de dicho ejercicio. 16.1. Marco normativo de España. Tarifa eléctrica para 2021. Con fecha 29 de diciembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TEC/1271/2020, de 22 de diciembre, por la que se establecen diversos costes del Sistema Eléctrico para el ejercicio 2021, y se prorrogan los peajes de acceso de energía eléctrica hasta la entrada en vigor de los peajes que fije la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Asimismo, con fecha 23 de marzo de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 18 de marzo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que aprueba los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de aplicación a partir de 1 de junio de 2021. Por su parte, con fecha 22 de abril de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del Sistema Eléctrico que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021. Finalmente, con fecha 15 de septiembre de 2021 se ha publicado el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, que ha reducido los cargos de electricidad en torno a un 96% desde su entrada en vigor y hasta el 31 de diciembre de 2021. Tarifa eléctrica 2022. Con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 16 de diciembre de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2022, que suponen una reducción media del 5,4% respecto a los valores de 1 de junio de 2021. Por su parte, con fecha 30 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/1484/2021, de 28 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del Sistema Eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2022 y se establecen diversos costes regulados del Sistema Eléctrico para el ejercicio 2022. Los nuevos cargos para 2022 suponen una reducción media aproximada del 31% respecto a los cargos aprobados el 1 de junio de 2021. Tarifa de gas natural para 2021. La Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural, y entre otros aspectos, estableció que esta Comisión debe fijar los valores de los peajes de acceso a las instalaciones de regasificación y, en su caso, los términos de facturación del término de conducción de los peajes de transporte y distribución, aplicables a partir del 1 de octubre de 2020. 146 Con fecha 29 de diciembre de 2020 se publicó la Resolución, de 21 de diciembre, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que establece la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar desde el 1 de enero de 2021, resultando un incremento medio del 4,6% y del 6,3% según se trate de la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1) o Tarifa de Último Recurso 2 (TUR2), respectivamente, por el incremento del coste de la materia prima. Estos valores se mantuvieron vigentes durante todo el primer semestre de 2021 dado que no se cumplió la condición necesaria de que el coste de la materia prima varíe menos de un +/- 2% para ser actualizados. Con fecha 30 de junio de 2021 se publicó la Resolución de 24 de junio de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que establece la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar desde el 1 de julio de 2021, resultando un incremento de 2,9% y 3,9% según se trate de la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1) o la Tarifa de último Recurso 2 (TUR 2) respectivamente, por el incremento del coste de materia prima. Finalmente, con fecha 29 de septiembre de 2021 se ha publicado la Resolución de 26 de septiembre de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que aprueba la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar desde el 1 de octubre 2021, y que, conforme al Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, resulta en un incremento de 0,9%, 4,6% y 11,2% según se trate de la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1), Tarifa de último Recurso 2 (TUR 2) o la Tarifa de Último Recurso 3 (TUR3). Tarifa de gas natural para 2022. Con fecha 25 de diciembre de 2021 se ha publicado la Resolución de 22 de diciembre de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar en el primer trimestre de 2022, y que, teniendo en cuenta lo contemplado en el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, resulta en un incremento aproximado del 5,4%, 6,8% y un 7,5% respectivamente para la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1), Tarifa de último Recurso 2 (TUR 2) o la Tarifa de Último Recurso 3 (TUR3). Eficiencia Energética. Con fecha 25 de marzo de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/275/2021, de 18 de marzo, que fija la aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética para el año 2021, ascendiendo el importe para ENDESA a 28 millones de euros. Durante el mes de diciembre de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden que fija la aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética para el año 2022, ascendiendo el importe propuesto para ENDESA a 26 millones de euros. Bono Social. Con fecha 16 de octubre de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/1124/2021, de 8 de octubre, que establece el reparto de financiación del Bono Social de 2021, siendo el porcentaje para ENDESA, S.A. del 34,72%. Durante el mes de enero de 2022 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden que establece el reparto de financiación del Bono Social de 2022, siendo el porcentaje propuesto para ENDESA, S.A. del 33,53%. Marco Estratégico de Energía y Clima. Con fecha 31 de marzo de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 25 de marzo de 2021, conjunta de la Dirección General de Política Energética y Minas y de la Oficina Española de Cambio Climático, por la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de marzo de 2021, por el que se adopta la versión final del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), una vez finalizado el proceso de consultas y trámites previos y ser aprobado por la Comisión Europea. Asimismo, con fecha 21 de mayo de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Energética, tras finalizar su tramitación parlamentaria. 147 Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Economía. Con fecha 7 de octubre de 2020 el Gobierno presentó el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Economía para responder a los retos de la próxima década centrándose en 4 transformaciones necesarias para modernizar e impulsar la economía de España: la transición ecológica, la transformación digital, la igualdad de género y la cohesión social y territorial. El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Economía comportará un importante volumen de inversión pública y privada en los próximos años, que se financiará con fondos del Plan de Recuperación de la Unión Europea (UE) (“Next Generation EU”), lo que permitirá a España obtener hasta 140.000 millones de euros, de los que 69.500 millones de euros serán subvenciones a fondo perdido y el resto préstamos. El Gobierno, de cara a agilizar el calendario de ejecución de este Plan, incorporó en la Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para 2021, una cuantía de 27.000 millones de euros en concepto de adelanto de estos fondos (una cuantía similar ha sido incluida igualmente en la Ley 22/2021, de 28 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para 2022). Con fecha 27 de abril de 2021 el Consejo de Ministros aprobó el texto final del citado Plan, que ha sido finalmente aprobado por el Consejo Europeo con fecha 13 de julio de 2021. La aprobación por el Consejo Europeo permite el desembolso de 9.000 millones de euros a España en concepto de pre-financiación, equivalente al 13% de la cuantía total asignada a España. Asimismo, con fecha 30 de septiembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden HFP/1030/2021, de 29 de septiembre, por la que se configura el sistema de gestión del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que recoge las directrices necesarias para garantizar el cumplimiento coordinado de la ejecución del Plan, así como la Orden HFP/1031/2021, de 29 de septiembre, por la que se establece el procedimiento y formato de la información a proporcionar por las Entidades del Sector Público Estatal, Autonómico y Local para el seguimiento del cumplimiento de hitos y objetivos y de ejecución presupuestaria y contable de las medidas de los componentes del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. A raíz de lo anterior, se han lanzado desde distintos Ministerios varias convocatorias para la presentación de proyectos concretos en determinados ámbitos de actuación de dicho Plan. Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que establece la metodología de cálculo de los cargos del Sistema Eléctrico. Con fecha 18 de marzo de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del Sistema Eléctrico. Dicho Real Decreto completa a los peajes de transporte y distribución eléctrica, que son fijados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). En virtud de ello, con fecha 22 de abril de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del Sistema Eléctrico que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021. Estrategia de Almacenamiento Energético. Con fecha 9 de febrero de 2021, el Consejo de Ministros aprobó la Estrategia de Almacenamiento Energético, elemento considerado clave para la transición hacia una economía neutra en emisiones y la efectiva integración de las energías renovables en el Sistema Eléctrico. La Estrategia de Almacenamiento Energético cuantifica las necesidades de almacenamiento en coherencia con lo previsto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) y el objetivo de neutralidad climática antes de 2050, pasando de los 8,3 GW disponibles en la actualidad, a alrededor de 20 GW en 2030 y 30 GW en 2050. Además, se clasifica el conjunto de tecnologías que conforman el almacenamiento de energía según el método y sistema aplicable, se identifican las acciones para su efectivo despliegue y los retos regulatorios para la participación del almacenamiento en los mercados de electricidad, teniendo en cuenta los procedimientos de acceso a mercados así como su papel en la estructura y señales de precio, y se analizan igualmente los retos económicos que suponen y la necesidad de políticas industriales que incentiven su financiación. 148 Proyecto de Ley sobre por la que se actúa sobre la retribución del dióxido de carbono (CO 2 ) no emitido. Con fecha 1 de junio de 2021, el Consejo de Ministros inició la tramitación de un Anteproyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del dióxido de carbono (CO 2 ) no emitido del mercado eléctrico. Tras finalizar la fase previa de consultas, con fecha 3 de agosto de 2021 el Consejo de Ministros ha acordado su aprobación como Proyecto de Ley, que ha sido remitido al Congreso de los Diputados para su tramitación, actualmente en curso. Dicho Proyecto de Ley establece una obligación de pago a las instalaciones de producción peninsulares no emisoras de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en funcionamiento antes del 25 de octubre de 2003, en una cuantía equivalente a la supuesta incorporación al precio del mercado mayorista del valor de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) que exceda de 20,67 euros/tCO 2 por parte de las tecnologías emisoras marginales. Se excluyen las instalaciones con potencia igual o inferior a 10 MW, sea cual sea su fecha de puesta en funcionamiento, así como aquellas que tengan un régimen retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Los importes recaudados se destinarán a financiar mecanismos de capacidad y el resto de los cargos de la tarifa (principalmente energías renovables y desajustes temporales), salvo un 10% para cofinanciar, en la parte de las Administraciones Públicas, el coste de suministro de los clientes vulnerables severos en riesgo de exclusión social. Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes sobre la fiscalidad de la energía. Con fecha 25 de junio de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad con la finalidad de reducir el impacto de la subida del precio de la electricidad a los consumidores. En concreto, este Real Decreto Ley contempla las siguientes medidas: − Reducción del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) del 21% a 10%, y con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021, para los suministros de electricidad con potencia contratada igual o inferior a 10 kW, siempre y cuando el precio medio aritmético del mercado diario del último mes natural anterior al del último día del periodo de facturación supere los 45 euros/MWh, así como, en todo caso, para los perceptores del Bono Social que sean vulnerables severos o en riesgo de exclusión social. Esta reducción del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) ha sido posteriormente prorrogada hasta el 30 de abril de 2022 por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. − Suspensión temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica durante el tercer trimestre de 2021 que ha sido prorrogada hasta 31 de diciembre de 2021 por el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, y hasta el 31 de marzo de 2022 por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre. Adicionalmente, el Real Decreto Ley establece que, si en el ejercicio 2020 se generase un superávit de ingresos del Sector Eléctrico, éste se destinará en su totalidad a cubrir los desajustes temporales del ejercicio 2021. Propuesta de Orden de mercado de capacidad. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden por la que se crea un mercado de capacidad en el Sistema Eléctrico Peninsular. La propuesta contempla un sistema de subastas (“pay as bid”), mediante el cual se contratarán las necesidades de potencia firme (MW) detectadas en los análisis de cobertura de la demanda realizado por el Operador del Sistema, Red Eléctrica de España, S.A.U. (REE). El sistema de subastas está abierto a instalaciones existentes y nuevas, de generación, almacenamiento y gestión de demanda, estableciéndose determinados requisitos en cuanto a las emisiones máximas de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) de las instalaciones participantes. 149 El proyecto de Orden regula, asimismo, aspectos relacionados con las distintas tipologías de subasta previstas, los derechos y obligaciones de los proveedores del servicio de capacidad, incluido su régimen retributivo o el esquema de penalizaciones en caso de incumplimiento por parte de los referidos sujetos. Propuesta de Real Decreto sobre redes de distribución de energía eléctrica cerradas. Con fecha 11 de junio de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), en desarrollo de lo previsto en el Real Decreto Ley 20/2018, de 7 de diciembre, inició la tramitación de un Real Decreto que regula las condiciones y requisitos particulares de las redes de distribución de energía eléctrica cerradas y sus titulares, así como el procedimiento de autorización administrativa y las circunstancias para su revocación. Subastas renovables. En base a la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025, con fecha 9 de septiembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 8 de septiembre de 2021, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se convoca la segunda subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables. Esta subasta contempla un cupo de 3.300 MW y la fecha de celebración ha sido el pasado 19 de octubre de 2021, habiéndose adjudicado un total de 3.124 MW. Asimismo, con fecha 30 de diciembre de 2021 se ha iniciado la tramitación de una tercera subasta, con fecha prevista de celebración el 6 de abril de 2022, y un cupo de 500 MW para instalaciones solares termoeléctricas, biomasa, solar fotovoltaica y otras tecnologías, junto con 140 MW adicionales para proyectos fotovoltaicos de reducido tamaño y participación local. Real Decreto Ley 16/2021, de 3 de agosto, por el que se adoptan medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Con fecha 4 de agosto de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 16/2021, de 3 de agosto, por el que se adoptan medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Entre otros aspectos, en el ámbito de energía se amplió hasta el 31 de octubre de 2021 la prohibición de suspensión del suministro de electricidad, agua y gas natural y el acceso al Bono Social por parte de determinados colectivos en situación de vulnerabilidad económica derivada de la crisis sanitaria. Estas medidas han sido prorrogadas hasta el 28 de febrero de 2022 con la publicación el 27 de octubre 2021 en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Real Decreto Ley 21/2021, de 26 de octubre, por el que se prorrogan las medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, protección de los consumidores e introducción de la transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural. Con fecha 15 de septiembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, que ha sido convalidado por el Congreso de los Diputados con fecha 14 de octubre de 2021. Adicionalmente, esta disposición ha sido complementada con la publicación el 27 de octubre de 2021 del Real Decreto Ley 23/2021, de 26 de octubre, de medidas urgentes en materia de energía para la protección de los consumidores y la introducción de transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural, convalidado en el Congreso el 25 de noviembre de 2021. Igualmente, en esa misma fecha se ha publicado el Real Decreto Ley 21/2021, de 26 de octubre, por el que se prorrogan las medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Los principales aspectos que derivan de estas disposiciones son los siguientes: − Desde su entrada en vigor, el 16 de septiembre de 2021, y hasta el 31 de marzo de 2022, se establece una obligación de pago a las instalaciones de generación no emisoras en una cuantía proporcional al supuesto mayor ingreso que habrían obtenido como consecuencia de la incorporación a los precios de la electricidad en el mercado mayorista del valor del precio del gas natural. Se excluyen las instalaciones 150 con un régimen retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y las de potencia igual o inferior a 10 MW. El importe resultante de dicha minoración de ingresos será destinado a reducir los cargos del Sistema. Asimismo, el alcance de la obligación de pago no aplicará a la energía cubierta por contratos a plazo y precio fijo anteriores al Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, ni a la energía cubierta por nuevos contratos a precio fijo con cobertura por un periodo igual o superior a un año. En el caso de que en estos instrumentos de contratación a plazo parte de la energía esté indexada parcialmente al precio de mercado, se excluirá únicamente la parte proporcional no indexada. Los productores remitirán mensualmente una declaración responsable y documentación acreditativa de la energía cubierta por instrumentos a plazo. Además, se establece que los productores y comercializadoras deberán informar periódicamente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de los instrumentos de contratación a plazo, tanto físicos como financieros, entre empresas del mismo grupo empresarial o con terceros. − Se establecen mecanismos de mercado para fomentar la contratación a largo plazo, mediante subastas de contratos de compra de energía a largo plazo, a las que se vincula hasta un máximo del 25% del valor más bajo en 10 años de la producción inframarginal gestionable y no emisora que no tenga retribución específica ni sea adjudicataria de subastas renovables. Serán sujetos vendedores aquellos productores de energía eléctrica que tengan la condición de operadores dominantes en la generación de energía eléctrica. Y podrán ser sujetos compradores las comercializadoras (excepto las de los grupos que sean operadores principales eléctricos) y los consumidores directos, así como las comercializadoras de referencia en los términos que fije la resolución de la convocatoria. − Se establece un suministro mínimo vital para los consumidores vulnerables en situación de impago transcurridos cuatro meses desde el primer requerimiento de pago, estableciéndose reglamentariamente una potencia límite que garantice unas condiciones mínimas de confort, que no podrá ser superada durante un periodo de seis meses en los que el suministro no se podrá interrumpir. − Se incrementa la cuantía mínima de ayuda a los beneficiarios del Bono Social térmico, de 25 a 35 euros, con aplicación inmediata, y además, se aumenta el presupuesto asignado para el mismo en 2021 en 100 millones de euros, hasta un total de 203 millones de euros. − Se incrementan los descuentos del Bono Social eléctrico hasta el 31 de marzo de 2022, del 25% al 60% para el consumidor vulnerable, y del 40% al 70% para el consumidor vulnerable severo. Esta medida ha sido prorrogada por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, hasta el 30 de abril de 2022. − Las comercializadoras tendrán que informar a los clientes de cualquier intención de modificación del contrato con un mes de antelación, incluyendo una comparativa de precios y estimación del coste anual, antes y después de dicha modificación. Asimismo, deberán publicar y remitir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) información transparente, comparable y actualizada de los precios de las ofertas disponibles en todo momento, incluyendo las condiciones sobre terminación de contrato y servicios adicionales que exija la contratación. − Se establecen medidas de carácter fiscal y presupuestario, en concreto la prórroga de la suspensión temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica y la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad del 5,1% al 0,5% hasta el 31 de diciembre de 2021 (extendidas posteriormente hasta el 30 de abril y 31 de marzo de 2022, respectivamente, por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre), así como el aumento en 900 millones de euros, hasta un máximo de 2.000 millones de euros, de los ingresos a destinar en 2021 al Sistema Eléctrico en relación con las subastas de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). − En el ámbito del gas natural, se limita el efecto en la Tarifa de Último Recurso (TUR) del incremento del coste de la materia prima, que será repercutido de forma diferida. − Por último, se modifica la Ley de Aguas con el fin de evitar desembalses súbitos de los embalses de más de 50 hm3, para los que se fija un régimen mínimo y máximo de desembalse mensual y un régimen de reservas mensuales. Consulta pública previa para la modificación del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Con fecha 1 de octubre de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha lanzado una consulta pública previa para analizar la modificación de la normativa reguladora del Precio 151 Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) y recabar propuestas que permitan reducir su volatilidad y optimizar su diseño con vistas al proceso de Transición Energética. Medidas para impulsar la actividad de rehabilitación residencial. En el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, con fecha 6 de octubre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto Ley 19/2021, de 5 de octubre, de medidas urgentes para impulsar la actividad de rehabilitación edificatoria. Este Real Decreto Ley, entre otros aspectos, introduce nuevas deducciones fiscales en el Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas (IRPF) que se aplicarán sobre las cantidades invertidas en obras de rehabilitación que contribuyan a mejorar la eficiencia energética de la vivienda habitual y en los edificios residenciales, acreditadas a través de certificado de eficiencia energética; y, además, establece la creación de una línea de avales del Instituto de Crédito Oficial (ICO) para la cobertura parcial de la financiación de obras de rehabilitación que contribuyan a la mejora de la eficiencia energética. Igualmente, con fecha con fecha 6 de octubre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto 853/2021, de 5 de octubre, por el que se regulan los programas de ayuda en materia de rehabilitación residencial y vivienda social del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. Este Real Decreto, entre otros aspectos, regula seis programas de ayuda: del uno al cinco, vinculados a las actuaciones en materia de rehabilitación y mejora de la eficiencia energética en viviendas, y el seis, al impulso de la construcción de vivienda de alquiler social. Los programas se articularán mediante la transferencia directa de fondos a las Comunidades Autonómicas y las Ciudades Autónomas de Ceuta y Melilla, que éstas aplicarán, mediante convocatorias de ayudas en sus respectivos ámbitos territoriales. Propuesta de retribución de la actividad de distribución de los años 2017 a 2019. Durante el mes de noviembre de 2021 se ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden por la que se aprueba el incentivo o penalización para la reducción de pérdidas en la red de distribución de energía eléctrica para el año 2016, se modifica la retribución base del año 2016 para varias empresas distribuidoras, y se aprueba la retribución para las empresas de distribución de energía eléctrica para los años 2017, 2018 y 2019. Dicha propuesta no recoge inicialmente determinadas partidas de inversión para las que se ha requerido información adicional. A este respecto, la Sociedad considera que estas inversiones, que están incluidas en los planes de inversión plurianuales aprobados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Secretaría de Estado de Energía y han sido adecuadamente justificadas durante la tramitación ante ambas instituciones, serán incluidas en la Orden final. Propuesta de Orden Ministerial sobre el precio del gas natural en Canarias y Melilla. Durante el mes de noviembre de 2021 se ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden por la que se aprueba el gas natural y el precio del gas natural para la generación eléctrica en Canarias y Melilla, se establecen valores unitarios de referencia del régimen retributivo adicional y se revisan otras cuestiones técnicas. A través de esta Orden se habilita el uso de gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla, y se fija el precio a reconocer a los grupos de generación de dichos territorios por el empleo de dicho combustible. Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. Con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. Los principales aspectos que recoge este Real Decreto Ley son los siguientes: − En materia de fiscalidad, y como se ha indicado anteriormente, se prorroga hasta el 31 de abril de 2022 la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad y el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA), y hasta el 31 de marzo de 2022 la suspensión del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica. − Se prorroga hasta el 30 de abril de 2022 el aumento de la cobertura a los consumidores con Bono Social (60% para consumidores vulnerables y 70% para consumidores vulnerables severos). 152 − Con el fin de dar impulso al autoconsumo, se introducen modificaciones en la regulación actual para agilizar su tramitación, así como para vincular estas redes no sólo a los consumidores conectados a la red interior sino también a otros consumidores próximos a dicha red y conectados a través de las redes de distribución y de transporte. − En materia de movilidad eléctrica, y para favorecer el desarrollo de la infraestructura de recarga pública del vehículo eléctrico, se facilita el régimen de autorizaciones de los puntos de recarga en terrenos colindantes a las carreteras, en determinadas condiciones y siempre que se garantice la seguridad vial, y se incorporan nuevas exigencias para los edificios de uso no residencias privado. Igualmente, se crean bonificaciones en los tributos locales. − Se introduce finalmente determinadas modificaciones en el régimen asociado a los permisos de acceso y conexión, ampliando los plazos contemplados en el Real Decreto Ley 23/2021, de 26 de octubre, para facilitar el desarrollo de los proyectos, y recogiéndose la posibilidad de renuncia voluntaria al permiso de acceso y conexión obtenido o en trámite antes de la entrada en vigor de este Real Decreto Ley, devolviéndose las garantías. Real Decreto 1125/2021, de 21 diciembre, por el que se regula la concesión de subvenciones directas a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la realización de inversiones de digitalización de redes de distribución y en infraestructuras para la recarga del vehículo eléctrico. Con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 1125/2021, de 21 de diciembre, que impulsa la digitalización de las redes de distribución y la infraestructura de recarga en vía pública mediante ayudas con cargo a los fondos europeos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR). El importe de las ayudas será de 525 millones de euros para el periodo 2021-2023, que serán repartidos entre las distribuidoras según su cuota retributiva. Las empresas distribuidoras deberán presentar estas actuaciones, cuya inversión cofinanciarán al 50%, dentro de sus planes de inversión anuales, junto con otra información complementaria relativa a los impactos sobre el empleo, la cadena de valor industrial y la penetración renovable, así como programas digitales de mejora de calidad de atención al consumidor. Resolución sobre el ajuste al incentivo a la reducción de pérdidas previsto en la circular 6/2019, de 5 de diciembre. Con fecha 1 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 30 de noviembre de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por la que se establece el ajuste al incentivo a la reducción de pérdidas previsto en la disposición adicional octava de la Circular 6/2019 que establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. La formulación aprobada para calcular el incentivo de pérdidas de distribución es aplicable desde 2022, inclusive. Concurso público para la concesión de capacidad de acceso de evacuación a la red de transporte de energía eléctrica de instalaciones de generación de procedencia renovable en el Nudo de Transición Justa Mudéjar 400 Kv. Con fecha 3 de noviembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/1182/2021, de 2 noviembre, corregida posteriormente por la Orden TED/1198/2021, de 3 de noviembre, por la que se regula el procedimiento y requisitos aplicables al concurso público para la concesión de capacidad de acceso de evacuación a la red de transporte de energía eléctrica de instalaciones de generación de procedencia renovable en el Nudo de Transición Justa Mudéjar 400 kV y se procede a su convocatoria. Esta Orden establece las bases reguladoras específicas para la concesión de capacidad de acceso en el Nudo de Transición Justa Mudéjar afectado por el cierre de la Central Térmica de Teruel y con el objetivo de aflorar nueva potencia renovable y optimizar su potencial con la generación de beneficios socio-económicos para esta zona. 153 16.2. Marco normativo de Europa. Energía y medioambiente en Europa. El Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de junio de 2021, por el que se establece el marco para lograr la neutralidad climática y se modifican los Reglamentos relativos a Legislación europea sobre el clima, establece un objetivo europeo en 2030 de reducción interna de emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de, al menos, un 55% respecto a los niveles de 1990. Asimismo, con fecha 14 de julio de 2021, la Comisión Europea publicó un paquete de propuestas para apoyar el cumplimiento de dicho objetivo, siendo las principales las siguientes: − La revisión del Régimen de comercio de derechos de emisión (denominado en inglés “Emissions Trading Scheme” (ETS)), que reduce el límite de emisiones al incrementar la tasa anual de reducción. Entre otros aspectos, se propone: eliminar la asignación gratuita de certificados para la aviación e incluir a la navegación marítima en el “Emissions Trading Scheme” (ETS); crear un nuevo sistema de emisiones para el transporte de carretera y edificios. − El refuerzo del Reglamento sobre reducciones anuales vinculantes de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por parte de los Estados Miembros (denominado en inglés “Effort Sharing Regulation”) mediante objetivos de reducción de emisiones para edificios, transporte por carretera y marítimo europeo, agricultura, residuos y pequeña industria para cada Estado Miembro. − La revisión de la Directiva de Renovables, que establece un objetivo de 40% de energía proveniente de fuentes renovables para 2030. Se proponen objetivos específicos de renovables en transporte, calor y frío, edificios e industria y se hacen más estrictos los criterios de Sostenibilidad de bioenergía. − La revisión de la Directiva de Eficiencia Energética, que propone un objetivo obligatorio más ambicioso para reducir el uso energético a nivel de la Unión Europea (UE). El sector público tendrá que renovar el 3% de sus edificios cada año. − Se proponen estándares de emisiones más restrictivos para coches y furgonetas, de forma que todos los coches nuevos registrados en 2035 serán cero emisiones. En concreto, para asegurar la recarga, el Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo relativo a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, requerirá expandir la capacidad de recarga en línea con la venta de los vehículos cero emisiones e instalar puntos de recarga y repostaje en las principales autopistas (cada 60 km para carga eléctrica y cada 150 km para recarga de hidrógeno). − Se requiere que la aviación y el sector marítimo tengan acceso a electricidad limpia en los principales puertos y aeropuertos. − La revisión de la Directiva de fiscalidad energética, que propone alinear la fiscalidad de los productos energéticos con las políticas europeas de energía y clima. − Se propone un nuevo mecanismo de ajuste en frontera por emisiones de carbono que pondrá precio al dióxido de carbono (CO 2 ) de las importaciones de algunos productos, entre ellos la electricidad. Con el mismo objetivo, con fecha 15 de diciembre de 2021 la Comisión Europea ha lanzado su paquete de propuestas para gases bajos en emisiones y renovables, que define el marco normativo para el hidrógeno y la revisión de la Directiva de Eficiencia Energética de Edificios. Finanzas sostenibles. A raíz de la adopción por parte de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible y del Acuerdo de París sobre Cambio Climático, la Comisión Europea publicó su Plan de Acción “Financiar el Crecimiento Sostenible”, siendo uno de los objetivos fijados en dicho Plan reorientar los flujos de capital hacia inversiones sostenibles. Dentro de este Plan de Acción se publicó en 2020 el Reglamento (UE) 2020/852 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de junio de 2020, relativo al establecimiento de un marco para facilitar las inversiones sostenibles (Reglamento de Taxonomía). 154 En este sentido, para que una actividad económica sea considerada medioambientalmente sostenible deberá contribuir sustancialmente a uno o varios de los seis objetivos medioambientales que recoge el citado Reglamento, entre ellos, la mitigación del Cambio Climático y la adaptación al Cambio Climático, así como no causar ningún perjuicio significativo a alguno de los otros objetivos medioambientales. Asimismo, los criterios técnicos que se deben cumplir para que se considere que una actividad económica contribuye de forma sustancial a la mitigación del Cambio Climático y a la adaptación al Cambio Climático se han definido a través del Reglamento Delegado (UE) 2021/2139 de la Comisión, de 4 de junio de 2021. Con carácter general quedan dentro de la Taxonomía las actividades de producción de electricidad con fuentes renovables y excluida la generación con combustibles fósiles. Actualmente queda pendiente de definir los criterios técnicos que debe cumplir la energía nuclear y la producción eléctrica con gas natural para quedar amparados por la Taxonomía. Por último, con fecha 10 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el Reglamento Delegado (UE) 2021/2178 de la Comisión de 6 de julio de 2021 que detalla la información y los cálculos a realizar para cumplir con las obligaciones contenidas en el Reglamento de Taxonomía. Regulación financiera. En el ámbito de la regulación financiera como consecuencia de la salida del Reino Unido de la Unión Europea (UE) (conocida como Brexit) y de la pandemia del COVID-19, se ha revisado la Directiva 2014/65/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 15 de mayo de 2014, relativa a los mercados de instrumentos financieros (Directiva “Markets in Financial Instruments Directive” (MIFID II)). Entre otros aspectos, se han simplificado las fórmulas de cálculo que fundamentan la solicitud de la exención de dicha Directiva, así como los trámites, para aquellas empresas para las que la negociación por cuenta propia con derivados sobre materias primas o con derechos de emisión o derivados; o la prestación de servicios de inversión sobre tales productos constituya una actividad auxiliar a su negocio principal. Códigos de red y mercados. Durante el año 2021 se ha continuado avanzando en los desarrollos normativos derivados de los denominados códigos de red. En España se han adaptado los límites de precio de las ofertas del mercado diario e intradiario a los límites técnicos armonizados a nivel europeo. En relación con el mercado diario, se ha producido un gran hito con el acoplamiento de varios países del Este de Europa (entre ellos Rumania, Republica Checa, Hungría, etc.). En cuanto al mercado intradiario continuo, se ha acoplado el mercado italiano. Ayudas de Estado. A finales de 2021 la Comisión Europea aprobó las nuevas Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía (CEEAG, por sus siglas en inglés). Las nuevas Directrices permiten más apoyo y facilidades de tramitación a las energías renovables y a los proyectos que permiten alcanzar los objetivos del Pacto Verde Europeo, incluyendo medidas para apoyar el desarrollo del hidrógeno. Asimismo, en noviembre 2021 la Comisión Europea también adoptó las normas revisadas sobre ayudas estatales a proyectos importantes de interés común europeo (IPCEIs, por sus siglas en inglés) que sirvan para eliminar los fallos de mercado y facilitar la innovación puntera en sectores y tecnologías clave e inversiones en infraestructuras, con efectos indirectos positivos para la economía de la Unión Europea (UE) en su conjunto. Finalmente, hay que indicar que también está en tramitación la propuesta de modificación del Reglamento general de exención por categorías (GBER, por sus siglas en inglés) que amplía las posibilidades de los Estados Miembro para apoyar varios tipos de proyectos verdes sin necesidad de notificación a la Comisión Europea. 155 17. Acciones propias. La información relativa a acciones propias se incluye en la Nota 35.1.8 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 18. Información Bursátil. La evolución de la cotización de ENDESA, S.A. y de los principales índices de referencia en los ejercicios 2021 y 2020 ha sido la siguiente: Porcentaje (%) Evolución de la Cotización (1) 2021 2020 ENDESA, S.A. (9,6) (6,1) Ibex-35 7,9 (15,5) Euro Stoxx 50 21,0 (5,1) Euro Stoxx Utilities 3,6 9,8 (1) Fuente: Bolsa de Madrid. Datos Bursátiles 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 % Var. Capitalización Bursátil (1) Millones de Euros 21.387 23.663 (9,62) N.º de Acciones 1.058.752.117 1.058.752.117 - Nominal de la Acción Euros 1,2 1,2 - Efectivo (2) Millones de Euros 8.501 9.696 (12,32) Mercado Continuo Acciones Volumen de Contratación (3) 406.350.969 430.957.400 (5,71) Volumen Medio Diario de Contratación (4) 1.587.308 1.676.877 (5,34) Price to Earning Ratio (P.E.R.) Ordinario (1) 11,24 11,10 - Price to Earning Ratio (P.E.R.) (1) 14,91 16,97 - Precio / Valor Contable (1) 3,98 3,23 - Rentabilidad para el Accionista (1) % (0,61) 0,15 - (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. (2) Efectivo = Suma de todas las operaciones realizadas sobre el valor en el periodo de referencia (Fuente: Bolsa de Madrid). (3) Volumen de Contratación = Volumen total de títulos de ENDESA, S.A. negociados en el periodo (Fuente: Bolsa de Madrid). (4) Volumen Medio Diario de Contratación = Promedio aritmético de títulos de ENDESA, S.A. negociados por sesión durante el ejercicio (Fuente: Bolsa de Madrid). Euros Cotización de ENDESA (1) 2021 2020 % Var. Máximo 23,650 26,120 (9,46) Mínimo 17,420 15,500 12,39 Media del Ejercicio 20,936 22,677 (7,68) Cierre del Ejercicio 20,200 22,350 (9,62) (1) Fuente: Bolsa de Madrid. Tras una primera mitad del año muy positiva, caracterizada por el optimismo ante el proceso de vacunación y las señales de reactivación económica tras la situación pandémica de 2020, las principales bolsas mundiales moderaron sus subidas en la segunda parte del año ante la amenaza de la creciente inflación y el repunte del COVID-19 a través de la rápida expansión de nuevas variantes, que provocó que algunos gobiernos volvieran a aplicar restricciones a la actividad económica y a la movilidad. A pesar de los retrocesos del último trimestre, los principales mercados lograron cerrar el año con ganancias significativas conforme se detalla a continuación. Índice Bursátil País / Región Evolución % Var. IBEX-35 España Positiva 7,9 FTSE 100 Reino Unido Positiva 14,3 CAC 40 Francia Positiva 28,9 FTSE MIB Italia Positiva 23 EUROSTOXX 50 Europa Positiva 21 EURO STOXX UTILITIES Europa Positiva 3,6 DAX Alemania Positiva 15,5 Dow Jones Industrial Average Estados Unidos Positiva 18.7 Nikkei Japón Positiva 7,2 S&P 500 Estados Unidos Positiva 26,9 Nasdaq Estados Unidos Positiva 26,6 156 El índice español IBEX-35 se situó al cierre del ejercicio en los 8.713,8 puntos (+7,9%), lejos del nivel máximo anual de los 9.281 puntos que alcanzó a mediados de junio. Con este resultado, la bolsa española no logró recuperar todo el terreno que perdió en 2020, un 15,5%, ejercicio especialmente afectado por la pandemia. La mayoría de los valores del Índice, 26 en total, (74%), cerraron en positivo, destacando las compañías del sector financiero e industrial, sectores más expuestos al ciclo económico y que se beneficiaron en 2021 de la reapertura de las economías. En el extremo opuesto figuraron valores relacionados con el turismo, penalizados por la posibilidad del establecimiento de nuevas restricciones por el avance de la variante Ómicron del COVID-19, y valores relacionados con el Sector Eléctrico, un sector más defensivo y especialmente afectado este año por el repunte de los precios de las materias primas, los problemas en la cadena de suministro y la inseguridad regulatoria provocada por las medidas aprobadas y propuestas por el gobierno para intentar contener el alza de los precios eléctricos en el país. En este contexto, las acciones de ENDESA, que habían marcado su nivel máximo anual el 28 de mayo de 2021 en los 23,65 euros, un 5,8% por encima del nivel de cierre del año anterior, llegaron a situarse el día 30 de septiembre de 2021 en un mínimo de cierre anual de 17,42 euros por acción, un 22% por debajo del nivel de referencia. Este fuerte descenso se produjo tras la aprobación del Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, que entró en vigor el 16 de septiembre de 2021. Entre otras medidas, dicho Real Decreto Ley establecía una obligación de pago a las instalaciones de generación no emisoras en una cuantía proporcional al supuesto mayor ingreso que habrían obtenido como consecuencia de la internalización en los precios de la electricidad en el mercado mayorista del valor del precio del gas natural. El elevado impacto económico de esta medida, junto con el proyecto de ley, por el que se actúa sobre la retribución del dióxido de carbono (CO 2 ) no emitido, que establecía una detracción de ingresos similar justificada por la internalización en el precio eléctrico del precio de los derechos de emisión, provocó una fuerte corrección en todos los valores del sector. La publicación el 27 de octubre de 2021 del Real Decreto Ley 23/2021, de 26 de octubre, de medidas urgentes en materia de energía para la protección de los consumidores y la introducción de transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural en el que se aclaraban los casos en los que se produciría la detracción de ingresos por la internalización de los precios internacionales del gas natural en el precio eléctrico, favoreció cierta recuperación de los valores del sector en el tramo final del año. Los títulos de ENDESA, apoyados también por la buena acogida que tuvo el Plan Estratégico 2022-2024 presentado por la Compañía el 25 de noviembre de 2021, lograron cerrar el ejercicio en 20,2 euros por acción, (-9,6%). Con este resultado, las acciones de ENDESA quedaron situadas en el quinto puesto del índice sectorial IBEX- 35 Energía, formado por 7 valores, y en el vigésimo noveno dentro del IBEX-35. Dentro del índice sectorial europeo EURO STOXX Utilities, que cerró con una subida del 3,6%, las acciones de ENDESA ocuparon la decimoctava posición. Evolución de la acción de ENDESA, el IBEX-35 y el EURO STOXX Utilities durante el ejercicio 2021. Fuente: Bloomberg 157 La elevada volatilidad del mercado en 2021, caracterizada por bruscos movimientos en la cotización, se produjo con un volumen de contratación acumulado algo inferior al del año anterior. En ENDESA se negociaron en total 406,4 millones de acciones, correspondientes a un efectivo acumulado de 8.501,5 millones de euros, cifras un 5,7% y un 12,3% inferiores a las de 2020, respectivamente. El volumen promedio de acciones negociado en cada sesión fue de 1,59 millones, un 5,3% menor al del ejercicio anterior. En el ejercicio 2021, la rentabilidad total para el accionista de ENDESA, calculada como la suma de la rentabilidad bursátil y la rentabilidad por dividendo, fue del -0,61%. Al 9,62% de rentabilidad bursátil negativa acumulada se suman los 2,0136 euros brutos por acción que la Sociedad repartió como dividendo con cargo a los resultados del ejercicio 2020, que proporcionaron una rentabilidad por dividendo adicional del 9,01%. Al cierre del ejercicio la capitalización bursátil de ENDESA se situó en 21.387 millones de euros, colocándose como el décimo valor de mayor capitalización del IBEX-35. ENDESA trabaja activamente para ser una empresa de referencia para aquellos inversores que toman en cuenta consideraciones ambientales, sociales y de gobierno corporativo en sus políticas de inversión, con el objetivo de generar con ellos una relación a largo plazo. Desde el año 2015, ENDESA realiza anualmente un estudio de identificación de este tipo de accionistas. El análisis correspondiente al ejercicio 2021 ha determinado que ENDESA cuenta con al menos 248 Inversores Socialmente Responsables (de los cuales 199 son extranjeros y 49 son domésticos), que representan en agregado el 15,4% del capital social y el 51,6% del capital flotante. Por cumplimiento de la legislación española en lo referido a la identificación de accionistas, el análisis se ha realizado a nivel de “investment advisor”, sin poder profundizar hasta el nivel del fondo de inversión. Presencia de Inversores Socialmente Responsables en el accionariado de ENDESA (1) (1) Fuente: Información interna. 19. Otra Información. 19.1. Gestión de la calificación crediticia. Durante el año 2021, las agencias de rating han mantenido sin cambios la calificación del rating soberano del Reino de España. La calificación de Standard & Poor´s se ha mantenido así en el nivel “A”, con perspectiva Negativa, la calificación de Moody´s en “Baa1” y la de Fitch en “A-”, estas últimas con perspectiva Estable. Los últimos informes sobre el Sector se enfocaron en valorar las medidas regulatorias que se adoptaron en septiembre de 2021 para contener el impacto de los elevados precios de la electricidad en los consumidores. Las tres agencias destacaron que las medidas debilitaban de forma importante las métricas financieras de las compañías y afectaban seriamente a la confianza de los inversores, pero se mostraron confiadas en que los ratings no resultaran finalmente afectados si se confirmaba que medidas eran temporales y las empresas 158 lograban mitigar los impactos con otros efectos extraordinarios y al ser capaz de beneficiarse del contexto alcista de precios de mercado. La agencia Fitch, no obstante, avisaba en su informe del 1 de octubre de 2021 que algunos perfiles financieros estaban ya muy estresados y las compañías podían tener poco margen de maniobra para mantener las calificaciones, pudiéndose verse forzadas en algunos casos a reducir las inversiones planeadas. En lo que se refiere a ENDESA, el año se inició con una revisión al alza de la calificación crediticia por parte de la agencia Moody´s, pasando de “Baa2” a “Baa1” con perspectiva Estable con fecha 14 de enero de 2021, nivel en el que se ha mantenido sin cambios hasta el final del ejercicio. En su comunicado, Moody´s destacó el sólido perfil empresarial y financiero de la Sociedad y su posición dentro del Grupo ENEL. En este sentido, valoró la alta proporción de las actividades reguladas dentro de la combinación de negocios, que redunda en una estabilidad de los ingresos, así como su reducido apalancamiento. Standard and Poor´s publicó el 21 de diciembre de 2021 un informe confirmando el rating de ENDESA en “BBB+”, perspectiva Estable, en el que se incluye por primera vez la valoración del perfil de crédito “stand alone” (SACP) de la Compañía, resultando en una asignación de un rating “a-”. En su informe, la agencia destacó que el perfil asignado reflejaba la elevada cuota de mercado de ENDESA en el negocio regulado de la distribución de electricidad, que le proporciona un flujo de caja estable y predecible, y su bajo apalancamiento, con margen para acelerar las inversiones. Finalmente, la agencia Fitch, tras haber confirmado el 17 de febrero de 2021 la calificación “A-”/ perspectiva estable, el 4 de febrero de 2022 anunció la revisión a la baja del rating de ENDESA a “BBB+”/ perspectiva estable, para alinearlo al descenso de la calificación de su matriz ENEL ante la expectativa de un mayor apalancamiento financiero en el medio plazo. En ese mismo informe, Fitch reafirmó el rating “senior unsecured” de ENDESA en “A-”, al constatar que más del 50% de los ingresos proceden de actividades reguladas, y el “Standalone credit profile” (SCP) en “a-”, destacando que en el último Plan Estratégico presentado hasta 2024, el objetivo de deuda neta/EBITDA a medio plazo de la Compañía se mantiene en 2,3x, coherente con la capacidad máxima de endeudamiento que Fitch considera para ese nivel de calificación. Advierte, no obstante, que la visión presentada hasta 2030 incluye un aumento de la inversión en capital a un ritmo mucho mayor (en promedio) que el llevado a cabo históricamente, lo que sugiere una posible presión sobre el “Standalone credit profile” (SCP) en el futuro. A modo de resumen, la evolución del rating de calificación crediticia de ENDESA en 2021 ha sido la siguiente: Calificación Crediticia 31 de Diciembre de 2021 (1) 31 de Diciembre de 2020 (1) Largo Plazo Corto Plazo Perspectiva Fecha de Último Informe Largo Plazo Corto Plazo Perspectiva Standard & Poor’s BBB+ A-2 Estable 21 de diciembre de 2021 BBB+ A-2 Estable Moody’s Baa1 P-2 Estable 14 de enero de 2021 Baa1 P-2 Estable Fitch BBB+ F2 Estable 4 de febrero de 2022 A- F2 Estable (1) A las respectivas fechas de formulación del Informe de Gestión Consolidado. La calificación crediticia de ENDESA está condicionada por la de su empresa matriz, ENEL, de acuerdo con las metodologías que utilizan las agencias de rating y, a 31 de diciembre de 2021, se sitúa dentro de la categoría “investment grade” según todas las agencias de calificación. ENDESA trabaja para mantener su calificación crediticia en niveles de “investment grade” al objeto de acceder de forma eficiente a los mercados monetarios y a la financiación bancaria, así como para obtener condiciones preferentes de sus principales proveedores. 19.2. Política de Dividendos. El Consejo de Administración de ENDESA, S.A. promueve una estrategia económico-financiera que procura un nivel de generación de caja significativo que, por un lado, permite mantener los niveles de endeudamiento de la Sociedad y, por otro, posibilita la maximización de la remuneración de los accionistas. De esta forma, además se cumple el objetivo de asegurar la Sostenibilidad del proyecto empresarial desarrollado. Como resultado de dicha estrategia económico-financiera, salvo cuando concurran circunstancias excepcionales, que serán debidamente anunciadas, el Consejo de Administración de ENDESA, S.A., en 159 sesión celebrada el 24 de noviembre de 2021, aprobó la siguiente política de remuneración al accionista para el periodo 2021-2024. − Para el ejercicio 2021, el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. procurará que el dividendo ordinario por acción que se acuerde repartir con cargo al ejercicio sea igual al 80% del beneficio ordinario neto atribuido a la Sociedad Dominante en las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo. − Para los ejercicios 2022, 2023 y 2024, el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. procurará que el dividendo ordinario por acción que se acuerde repartir con cargo al ejercicio sea igual al 70% del beneficio ordinario neto atribuido a la Sociedad Dominante en las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo. La intención del Consejo de Administración es que el pago del dividendo ordinario se realice exclusivamente en efectivo mediante su abono en 2 pagos (enero y julio) en la fecha concreta que se determine en cada caso y que será objeto de adecuada difusión. Sin perjuicio de lo anterior, la capacidad de ENDESA de distribuir dividendos entre sus accionistas depende de numerosos factores, incluyendo la generación de beneficios y la disponibilidad de reservas distribuibles, y no puede asegurarse los dividendos que, en su caso, vayan a pagarse en los ejercicios futuros ni cuál será el importe de los mismos. Con relación al ejercicio 2021, el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. en su reunión celebrada el 24 de noviembre de 2021, acordó distribuir a sus accionistas un dividendo a cuenta de los resultados del ejercicio 2021 por un importe bruto de 0,50 euros por acción cuyo pago, que ha supuesto un desembolso de 529 millones de euros, se hizo efectivo el pasado 3 de enero de 2022. Igualmente, la propuesta de aplicación del resultado del ejercicio 2021 que presentará el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. para la aprobación de la Junta General de Accionistas será la distribución a sus accionistas de un dividendo total por un importe bruto de 1,4372 euros por acción (véase Apartado 25 de este Informe de Gestión Consolidado). Conforme a ello, el detalle de los dividendos por acción de ENDESA, S.A. en los ejercicios 2021 y 2020 es como sigue: 2021 2020 % Var. Capital Social Millones de Euros 1.270,5 1.270,5 - Número de Acciones 1.058.752.117 1.058.752.117 - Resultado Ordinario Neto Consolidado Millones de Euros 1.902 2.132 (10,8) Resultado Neto Consolidado Millones de Euros 1.435 1.394 2,9 Resultado Neto Individual Millones de Euros 581 2.330 (75,1) Resultado Ordinario Neto por Acción (1) Euros 1,7965 2,0136 (10,8) Resultado Neto por Acción (1) Euros 1,355 1,317 2,9 Dividendo Bruto por Acción Euros 1,4372 2,0136 - Pay-Out Ordinario Consolidado (1) % 80,0 100,0 - Pay-Out Consolidado (1) % 106,0 152,9 - Pay-Out Individual (1) % 261,9 91,5 - (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 20. Información sobre los Instrumentos Financieros. La información sobre los Instrumentos Financieros a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se incluye en la Nota 43 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 21. Acontecimientos Posteriores al Cierre. Los acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio se describen en la Nota 55 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 160 22. Información sobre el Periodo Medio de Pago a Proveedores. La información relativa al periodo medio de pago a proveedores del ejercicio 2021 se incluye en la Nota 41.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 23. Informe Anual de Gobierno Corporativo. El Informe Anual de Gobierno Corporativo del ejercicio 2021, tal y como requiere el Artículo 538 del Real Decreto Ley 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital (LSC) forma parte integrante de este Informe de Gestión Consolidado, y el contenido del mismo está disponible en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) en la siguiente dirección: https://www.cnmv.es/portal/consultas/EE/InformacionGobCorp.aspx?nif=A-28023430, así como en la página web de ENDESA www.endesa.com. 24. Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad. El Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad requerido por la Ley 11/2018, de 28 de diciembre, por la que se modifica el Código de Comercio, el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital (LSC) aprobado por el Real Decreto Ley 1/2010, de 2 de julio, y la Ley 22/2015, de 20 de julio, de Auditoría de Cuentas, en materia de Información no Financiera y diversidad, forma parte de este Informe de Gestión Consolidado, y se somete a los mismos criterios de aprobación, depósito y publicación que el Informe de Gestión Consolidado (véase Anexo I: Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad de este Informe de Gestión Consolidado). El contenido del mismo está disponible en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV): www.cnmv.es en el apartado de “Otra información relevante”, así como en la página web de ENDESA www.endesa.com. 25. Propuesta de Aplicación de Resultados. El beneficio del ejercicio 2021 de la Sociedad Dominante ENDESA, S.A. ha sido de 581.311.022,93 euros que, conjuntamente con el remanente, que asciende a 4.795.389.430,94 euros, hacen un total de 5.376.700.453,87 euros. La propuesta de aplicación de esta cantidad formulada por el Consejo de Administración de la Sociedad a la Junta General de Accionistas consiste en pagar a las acciones con derecho a dividendo la cantidad de 1,4372 euros brutos por acción, destinando el resto a Remanente. Euros Propuesta de Aplicación A Dividendo (1) 1.521.638.542,55 A Remanente 3.855.061.911,32 TOTAL 5.376.700.453,87 (1) Importe máximo a distribuir correspondiente a 1,4372 euros brutos por acción por la totalidad de las acciones (1.058.752.117 acciones). 161 5 PERSPECTIVA 162 26. Evolución Previsible de la Gestión. Con fecha 25 de noviembre de 2021 ENDESA presentó a la Comunidad inversora la actualización de su Plan Estratégico para el periodo 2022-2024 así como, una visión de lo que será la Compañía a final de la década, en 2030, y el adelantamiento de la descarbonización completa a 2040 (véase Apartado 4.1 de este Informe de Gestión Consolidado). Planificación a largo plazo y visión a 2030: En lo que respecta al compromiso de descarbonización ENDESA se alinea con su matriz ENEL en el objetivo de adelantar a 2040 la completa descarbonización de sus actividades, lo que se conseguirá sobre la base de cuatro grandes ejes de actuación: − El despliegue de nueva capacidad renovable que haga 100% libre de emisiones toda la actividad de generación (dentro y fuera de la Península Ibérica). − La hibridación de instalaciones renovables con tecnologías de almacenamiento y de producción de hidrógeno verde. − La salida del negocio del carbón en 2027 y del de producción eléctrica con gas en 2040. − La salida del negocio minorista de comercialización de gas, mediante la oferta de una amplia gama de nuevos productos y servicios que incentiven la electrificación de los consumos de gas. Para ello ENDESA estima unas inversiones brutas de 31.000 millones de euros entre 2021 y 2030, conforme al siguiente detalle: − 12.000 millones de euros destinados a aumentar el parque generador renovable hasta alcanzar 24 GW. − 12.000 millones de euros destinados a la red de distribución al objeto de profundizar en la mejora de la seguridad y calidad del suministro, así como hacer la red más eficiente y flexible para encarar las necesidades de la nueva generación renovable prevista y la nueva demanda de los clientes. El número de usuarios finales de la red de ENDESA crecerá hasta 13,1 millones. − 4.000 millones de euros en el negocio de comercialización y ENDESA X. Con ello, el número de clientes en el mercado libre crecerá previsiblemente un 23%, situándose en el entorno de los 6,9 millones en 2030. La electrificación de la demanda será igualmente impulsada para alcanzar el entorno de los 400.000 puntos de recarga de vehículos eléctricos a final de esta década, y se prevé contar con una base de hasta 2,6 GW en instalaciones de gestión de la demanda. Plan estratégico para el periodo 2022-2024. En el corto plazo, para los tres próximos ejercicios, ENDESA ha anunciado una senda continuista en cuanto al volumen de inversión programada, destinando 7.500 millones de euros brutos en los próximos tres ejercicios, basándose en las siguientes líneas de actuación: − Aceleración en el cumplimiento de los compromisos de descarbonización del parque de generación, mediante un mayor impulso a las energías renovables y cierre de las centrales térmicas peninsulares de carbón. − Electrificación de la demanda, consolidando la posición de liderazgo actual y apalancándose en el uso de nuevas plataformas. − Progreso en el desarrollo y operación de redes más eficientes que permitan integrar el incremento de capacidad renovable y la electrificación del transporte. 163 a) Aceleración en los compromisos de descarbonización del parque de generación. Las líneas estratégicas en el Plan a tres años son: 1. Inversiones para el desarrollo de energía eólica y solar por importe bruto de 3.100 millones de euros que permitirán la puesta en operación de 4 GW de nueva potencia limpia; correspondiendo el 90% a plantas solares y el resto, a parques eólicos. De esta forma, la empresa alcanzará los 12,3 GW solares, eólicos e hidráulicos al final del plan y el 63% de la capacidad de generación peninsular será de origen renovable. 2. Este crecimiento permitirá que el 92% de la producción de energía en la Península Ibérica a cierre de 2024 esté libre de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ). b) Electrificación de la demanda. La inversión bruta prevista, tanto para el crecimiento del negocio de comercialización como el de ENDESA X, alcanza los 700 millones de euros. La mayor parte irá destinada al negocio de comercialización de energía hasta los 500 millones de euros y, como fruto de ello, y de la paulatina recuperación de la demanda, la venta total de electricidad crecerá en 2024 hasta los 93 TWh. En el mercado libre en particular, se espera un incremento de clientes hasta 5,8 millones, con lo que el 58% de la cartera total corresponderá a clientes liberalizados a final de 2024. Asimismo, se pondrá el foco en fidelizar a los clientes, en base a una oferta de servicios personalizados y adaptados a sus necesidades. En cuanto a ENDESA X Servicios, S.L.U., la inversión bruta crecerá igualmente hasta los 200 millones de euros. De ellos, en torno a 100 millones de euros se dirigirán al desarrollo del negocio de movilidad eléctrica. Con ello, el número de puntos de recarga para coches eléctricos se situará por encima de los 46.000 a cierre de 2024, y el de puntos de recarga de autobuses eléctricos alcanzará los 125 a final del Plan. Igualmente, se prevé una fuerte alza del número de contratos e-home para mantenimiento de luz y gas hasta los 2,7 millones. c) Desarrollo de redes como elemento facilitador e integrador. El Plan Estratégico contempla destinar 2.900 millones de euros brutos en el periodo 2022-2024 al desarrollo, automatización y modernización de la red. Cabe destacar que cerca de 1.300 millones de euros irán destinados a los planes de digitalización, contribuyendo a mejorar aún más la fiabilidad de la red y la calidad del servicio, consiguiendo la excelencia operativa. Objetivos Financieros. Los objetivos económico-financieros en los que se basa el Plan Estratégico 2022-2024 de ENDESA son los siguientes: Millones de Euros Objetivos Financieros Unidad 2022 2023 2024 Resultado Bruto de Explotación (EBITDA) (1) Millones de euros 4.100 4.500 4.700 Resultado Ordinario Neto (1) Millones de euros 1.800 1.900 2.000 Dividendo Bruto por Acción Euros 1,2 1,3 1,3 (1) Véase definición en el Apartado 7 de este Informe de Gestión Consolidado. 164 Anexo I: Estado de Información no Financiera y Sostenibilidad Este documento forma parte del Informe de Gestión Consolidado y se somete a los mismos criterios de aprobación, depósito y publicación que el Informe de Gestión Consolidado y se remite separadamente a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) y puede consultarse en la página web www.cnmv.es en el apartado de “Otra información relevante” así como en la web de ENDESA (www.endesa.com). Firmas de Formulación ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes del Informe de Gestión correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 El Informe de Gestión Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2021 de ENDESA, Sociedad Anónima y Sociedades Dependientes ha sido formulado en formato electrónico por el Consejo de Administración de la Sociedad ENDESA, Sociedad Anónima en sesión de 21 de febrero de 2022, siguiendo los requerimientos de formato establecidos en el Reglamento Delegado UE 2019/815 de la Comisión Europea, y se firma, a continuación, por todos los Administradores, en cumplimiento del Artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital (LSC). D. Juan Sánchez-Calero Guilarte Presidente D. Francesco Starace Vicepresidente D. José Damián Bogas Gálvez Consejero Delegado Dña. Eugenia Bieto Caubet Vocal D. Antonio Cammisecra Vocal D. Ignacio Garralda Ruiz de Velasco Vocal Dña. Pilar González de Frutos Vocal Dña. Maria Patrizia Grieco Vocal Dña. Alicia Koplowitz y Romero de Juseu Vocal D. Francisco de Lacerda Vocal D. Alberto de Paoli Vocal Madrid, 21 de febrero de 2022 IV. Cuentas Anuales Consolidadas ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 2 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DEL RESULTADO CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Y 2020 Millones de Euros Notas 2021 2020 (1) INGRESOS 9 20.899 17.050 Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios 9.1 20.527 16.717 Otros Ingresos de Explotación 9.2 372 333 APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (15.364) (11.069) Compras de Energía 10.1 (7.603) (3.322) Consumo de Combustibles 10.2 (1.607) (1.100) Gastos de Transporte (4.425) (5.000) Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios 10.3 (1.729) (1.647) INGRESOS Y GASTOS POR DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS 11 543 25 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 6.078 6.006 Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo 3.2b.1 y 3.2e.3 320 275 Gastos de Personal 12 (916) (1.147) Otros Gastos Fijos de Explotación 13 (1.239) (1.351) Otros Resultados 14 35 26 RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 4.278 3.809 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros 15.1 (2.197) (1.787) Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros 15.2 (125) (110) RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 1.956 1.912 RESULTADO FINANCIERO (31) (158) Ingreso Financiero 16.1 163 25 Gasto Financiero 16.1 (177) (191) Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados 16.2 (11) (4) Diferencias de Cambio Netas 16.1 (6) 12 Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 17 (1) 34 RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 1.924 1.788 Impuesto sobre Sociedades 18 (467) (388) RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS 1.457 1.400 RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS - - RESULTADO DEL PERIODO 1.457 1.400 Sociedad Dominante 1.435 1.394 Participaciones no Dominantes 35.2 22 6 BENEFICIO NETO POR ACCIÓN BÁSICO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS (en Euros) 19 1,36 1,32 BENEFICIO NETO POR ACCIÓN DILUIDO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS (en Euros) 19 1,36 1,32 BENEFICIO NETO POR ACCIÓN BÁSICO (en Euros) 19 1,36 1,32 BENEFICIO NETO POR ACCIÓN DILUIDO (en Euros) 19 1,36 1,32 (1) Véase Nota 2.2. Las Notas 1 a 55 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados del Resultado Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020. 3 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DE OTRO RESULTADO GLOBAL CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Y 2020 Millones de Euros Notas 2021 2020 (1) RESULTADO CONSOLIDADO DEL PERIODO 1.457 1.400 OTRO RESULTADO GLOBAL: PARTIDAS QUE NO SE RECLASIFICAN AL RESULTADO DEL PERIODO 32 (70) Por Revalorización / (Reversión de la Revalorización) del Inmovilizado Material y de Activos Intangibles - - Por Ganancias y Pérdidas Actuariales 35.1.11 y 38.1 35 (86) Participación en Otro Resultado Global Reconocidos por las Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas - - Instrumentos de Patrimonio con Cambios en Otro Resultado Integral - - Resto de Ingresos y Gastos que no se Reclasifican al Resultado del Periodo - - Efecto Impositivo 35.1.11 y 18 (3) 16 PARTIDAS QUE PUEDEN RECLASIFICARSE POSTERIORMENTE AL RESULTADO DEL PERIODO (1.483) (133) Operaciones de Cobertura 35.1.6 y 35.1.11 (1.983) (193) Ganancias/(Pérdidas) por Valoración (1.400) (431) Importes Transferidos al Estado del Resultado (583) 238 Otras Reclasificaciones - - Diferencias de Conversión 35.1.11 - - Ganancias/(Pérdidas) por Valoración - - Importes Transferidos al Estado del Resultado - - Otras Reclasificaciones - - Participación en Otro Resultado Global Reconocidos por las Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas 35.1.6 y 35.1.11 7 - Ganancias/(Pérdidas) por Valoración 7 - Importes Transferidos al Estado del Resultado - - Otras Reclasificaciones - - Instrumentos de Deuda a Valor Razonable con Cambios en Otro Resultado Integral - - Ganancias/(Pérdidas) por Valoración - - Importes Transferidos al Estado del Resultado - - Otras Reclasificaciones - - Resto de Ingresos y Gastos que Pueden Reclasificarse Posteriormente al Resultado del Periodo - - Ganancias/(Pérdidas) por Valoración - - Importes Transferidos al Estado del Resultado - - Otras Reclasificaciones - - Efecto Impositivo 35.1.11 y 18 493 60 RESULTADO GLOBAL TOTAL 6 1.197 De la Sociedad Dominante (16) 1.191 De las Participaciones no Dominantes 22 6 (1) Véase Nota 2.2. Las Notas 1 a 55 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados del Otro Resultado Global Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020. 4 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Y 2020 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 (1) ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE 28.316 25.828 Inmovilizado Material 20 22.097 21.354 Inversiones Inmobiliarias 22 55 58 Activo Intangible 23 1.542 1.399 Fondo de Comercio 24 462 462 Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación 26 180 217 Activos no Corrientes de Contratos con Clientes 27 - - Otros Activos Financieros no Corrientes 28 580 534 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 774 169 Otros Activos no Corrientes 30 264 244 Activos por Impuesto Diferido 25 2.362 1.391 ACTIVO CORRIENTE 11.652 6.234 Existencias 32 1.343 1.077 Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar 33 5.382 3.346 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 5.024 2.808 Activos por Impuesto sobre Sociedades Corriente 76 426 Activos por Otros Impuestos 282 112 Activos Corrientes de Contratos con Clientes 27 6 10 Otros Activos Financieros Corrientes 31 1.817 931 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 2.401 467 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 703 403 Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas - - TOTAL ACTIVO 39.968 32.062 PATRIMONIO NETO Y PASIVO PATRIMONIO NETO 35 5.544 7.465 De la Sociedad Dominante 35.1 5.380 7.315 Capital Social 1.271 1.271 Prima de Emisión y Reservas 4.761 5.467 (Acciones y Participaciones en Patrimonio Propias) (3) (2) Resultado del Periodo Atribuido a la Sociedad Dominante 1.435 1.394 Dividendo a Cuenta (529) (741) Otros Instrumentos de Patrimonio Neto 2 - Ajustes por Cambio de Valor (1.557) (74) De las Participaciones no Dominantes 35.2 164 150 PASIVO NO CORRIENTE 18.602 16.042 Subvenciones 36 254 261 Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes 27 4.284 4.256 Provisiones no Corrientes 38 3.984 3.704 Provisiones por Prestaciones al Personal 38.1 659 757 Otras Provisiones no Corrientes 3.325 2.947 Deuda Financiera no Corriente 37 7.211 5.901 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 573 236 Otros Pasivos Financieros no Corrientes 40 120 1 Otros Pasivos no Corrientes 39 690 630 Pasivos por Impuesto Diferido 25 1.486 1.053 PASIVO CORRIENTE 15.822 8.555 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes 27 270 274 Provisiones Corrientes 38 611 477 Provisiones por Prestaciones al Personal - - Otras Provisiones Corrientes 611 477 Deuda Financiera Corriente 37 3.167 1.372 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 4.884 404 Otros Pasivos Financieros Corrientes 40 34 25 Acreedores Comerciales y otras Cuentas a Pagar 41 6.856 6.003 Proveedores y otros Acreedores 6.071 5.024 Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corriente 333 512 Pasivos por Otros Impuestos 452 467 Pasivos Asociados a Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas - - TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 39.968 32.062 (1) Véase Nota 2.2. Las Notas 1 a 55 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Situación Financiera Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020. 5 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Millones de Euros Notas Patrimonio Neto Atribuido a la Sociedad Dominante (Nota 35.1) Participaciones no Dominantes (Nota 35.2) Total Patrimonio Neto Fondos Propios Ajustes por Cambio de Valor Capital Prima de Emisión, Reservas y Dividendo a Cuenta Acciones en Patrimonio Propias Resultado del Periodo Otros Instrumentos de Patrimonio Neto Saldo Inicial a 1 de Enero de 2021 1.271 4.726 (2) 1.394 - (74) 150 7.465 Ajuste por Cambios de Criterios Contables - - - - - - - - Ajuste por Errores - - - - - - - - Saldo Inicial Ajustado 1.271 4.726 (2) 1.394 - (74) 150 7.465 Resultado Global Total - 32 - 1.435 - (1.483) 22 6 Operaciones con Socios o Propietarios - (1.920) (1) - - - (8) (1.929) Aumentos / (Reducciones) de Capital - - - - - - (2) (2) Conversión de Pasivos en Patrimonio Neto - - - - - - - - Distribución de Dividendos 35.1.10 - (1.920) - - - - (5) (1.925) Operaciones con Acciones en Patrimonio Propias (Netas) 35.1.8 - - (1) - - - - (1) Incrementos / (Reducciones) por Combinaciones de Negocios - - - - - - - - Otras Operaciones con Socios o Propietarios - - - - - - (1) (1) Otras Variaciones de Patrimonio Neto - 1.394 - (1.394) 2 - - 2 Pagos Basados en Instrumentos de Patrimonio - - - - 2 - - 2 Traspasos entre Partidas de Patrimonio Neto - 1.394 - (1.394) - - - - Otras Variaciones - - - - - - - - Saldo Final a 31 de Diciembre de 2021 1.271 4.232 (3) 1.435 2 (1.557) 164 5.544 Las Notas 1 a 55 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. 6 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Millones de Euros Notas Patrimonio Neto Atribuido a la Sociedad Dominante (Nota 35.1) Participaciones no Dominantes (Nota 35.2) Total Patrimonio Neto Fondos Propios Ajustes por Cambio de Valor Capital Prima de Emisión, Reservas y Dividendo a Cuenta Acciones en Patrimonio Propias Resultado del Periodo Otros Instrumentos de Patrimonio Neto Saldo Inicial a 1 de Enero de 2020 1.271 6.187 - 171 - 59 149 7.837 Ajuste por Cambios de Criterios Contables - - - - - - - - Ajuste por Errores - - - - - - - - Saldo Inicial Ajustado 1.271 6.187 - 171 - 59 149 7.837 Resultado Global Total - (70) - 1.394 - (133) 6 1.197 Operaciones con Socios o Propietarios - (1.562) (2) - - - (5) (1.569) Aumentos / (Reducciones) de Capital - - - - - - 3 3 Conversión de Pasivos en Patrimonio Neto - - - - - - - - Distribución de Dividendos 35.1.10 - (1.562) - - - - (8) (1.570) Operaciones con Acciones en Patrimonio Propias (Netas) 35.1.8 - - (2) - - - - (2) Incrementos / (Reducciones) por Combinaciones de Negocios - - - - - - - - Otras Operaciones con Socios o Propietarios - - - - - - - - Otras Variaciones de Patrimonio Neto - 171 - (171) - - - - Pagos Basados en Instrumentos de Patrimonio - - - - - - - - Traspasos entre Partidas de Patrimonio Neto - 171 - (171) - - - - Otras Variaciones - - - - - - - - Saldo Final a 31 de Diciembre de 2020 1.271 4.726 (2) 1.394 - (74) 150 7.465 Las Notas 1 a 55 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020. 7 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ANUALES TERMINADOS A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Y 2020 Millones de Euros Notas 2021 2020 (1) Resultado Bruto Antes de Impuestos 1.924 1.788 Ajustes del Resultado: 2.410 2.153 Amortizaciones del Inmovilizado y Pérdidas por Deterioro 15 2.322 1.897 Otros Ajustes del Resultado (Neto) 88 256 Cambios en el Capital Corriente: 48.1 (1.000) (413) Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (2.291) 31 Existencias (457) (225) Activos Financieros Corrientes 80 28 Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 1.668 (247) Otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación: 48.1 (713) (577) Cobro de Intereses 77 34 Cobro de Dividendos 38 28 Pagos de Intereses (152) (152) Pagos de Impuesto sobre Sociedades (346) (229) Otros Cobros y Pagos de las Actividades de Explotación (330) (258) FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 48 2.621 2.951 Pagos por Inversiones 48.2 (3.302) (1.990) Adquisiciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles (2.082) (1.704) Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo (96) (17) Adquisiciones de otras Inversiones (1.124) (269) Cobros por Desinversiones 48.2 122 158 Enajenaciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles 84 49 Enajenaciones en Participaciones Empresas del Grupo - 21 Enajenaciones de otras Inversiones 38 88 Otros Flujos de Efectivo de Actividades de Inversión 48.2 107 106 Otros Cobros y Pagos de Actividades de Inversión 107 106 FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN 48 (3.073) (1.726) Flujos de Efectivo por Instrumentos de Patrimonio 35.2 y 48.3 2 4 Disposiciones de Deuda Financiera no Corriente 37 y 48.3 1.425 843 Amortizaciones de Deuda Financiera no Corriente 37 y 48.3 (22) (575) Flujo Neto de Deuda Financiera con Vencimiento Corriente 37 y 48.3 1.488 255 Pagos de Dividendos de la Sociedad Dominante 35.1.10, 35.1.12 y 48.3 (2.132) (1.562) Pagos de Dividendos a Participaciones no Dominantes 35.2 y 48.3 (9) (10) FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN 48 752 (1.045) FLUJOS NETOS TOTALES 300 180 Variación del Tipo de Cambio en el Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes - - VARIACIÓN DE EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES 300 180 EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES INICIALES 34 403 223 Efectivo en Caja y Bancos 403 223 Otros Equivalentes de Efectivo - - EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS EQUIVALENTES FINALES 34 703 403 Efectivo en Caja y Bancos 703 403 Otros Equivalentes de Efectivo - - (1) Véase Nota 2.2. Las Notas 1 a 55 descritas en la Memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Flujos de Efectivo Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020. 8 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES MEMORIA DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS CORRESPONDIENTES AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 Índice. 1. Actividad y Cuentas Anuales del Grupo. ...................................................................................................... 12 2. Bases de presentación de las Cuentas Anuales Consolidadas. .................................................................. 12 2.1. Normativa contable aplicada. .............................................................................................................. 12 2.2. Comparabilidad de la información. ...................................................................................................... 13 3. Principios, políticas contables y normas de valoración. ............................................................................... 17 3.1. Estimaciones contables relevantes realizadas. .................................................................................. 17 3.2. Normas de valoración. ......................................................................................................................... 18 4. Nuevas normas contables, modificaciones e interpretaciones. ................................................................... 52 5. Información sobre cuestiones no financieras. .............................................................................................. 52 5.1. Crisis sanitaria COVID-19. .................................................................................................................. 52 5.2. Cambio Climático. ............................................................................................................................... 53 6. Regulación sectorial. .................................................................................................................................... 54 6.1. Marco normativo de España. .............................................................................................................. 54 6.2. Marco normativo de Europa ................................................................................................................ 82 7. Cambios en el perímetro de consolidación. ................................................................................................. 84 7.1. Sociedades Dependientes. ................................................................................................................. 84 7.2. Sociedades Asociadas. ....................................................................................................................... 86 7.3. Acuerdos Conjuntos. ........................................................................................................................... 87 8. Información por Segmentos. ........................................................................................................................ 88 8.1. Criterios de segmentación. .................................................................................................................. 88 8.2. Información por Segmentos. ............................................................................................................... 89 8.3. Información por áreas geográficas. ..................................................................................................... 94 9. Ingresos. ....................................................................................................................................................... 94 9.1. Ingresos por ventas y prestaciones de servicios. ............................................................................... 95 9.2. Otros ingresos de explotación. ............................................................................................................ 95 10. Aprovisionamientos y servicios. ................................................................................................................. 96 10.1. Compras de energía. ......................................................................................................................... 96 10.2. Consumo de combustibles. ............................................................................................................... 96 10.3. Otros aprovisionamientos variables y servicios. ............................................................................... 96 11. Ingresos y gastos por derivados de materias energéticas. ........................................................................ 96 12. Gastos de personal..................................................................................................................................... 97 13. Otros gastos fijos de explotación. ............................................................................................................... 97 14. Otros resultados. ........................................................................................................................................ 97 15. Amortizaciones y pérdidas por deterioro. ................................................................................................... 98 15.1. Amortizaciones y pérdidas por deterioro de activos no financieros. ................................................. 98 15.2. Pérdidas por deterioro de activos financieros. .................................................................................. 98 16. Resultado financiero. .................................................................................................................................. 98 16.1. Resultado financiero sin instrumentos financieros derivados. .......................................................... 98 9 16.2. Ingresos y gastos financieros por instrumentos financieros derivados. ............................................ 99 17. Resultado neto de sociedades por el método de participación. ................................................................. 99 18. Impuesto sobre Sociedades. ...................................................................................................................... 99 19. Beneficio básico y diluido por acción........................................................................................................ 101 20. Inmovilizado material. ............................................................................................................................... 102 20.1. Principales inversiones y desinversiones. ....................................................................................... 105 20.2. Compromisos de adquisición. ......................................................................................................... 106 20.3. Otra información. ............................................................................................................................. 106 21. Derechos de uso. ...................................................................................................................................... 109 21.1. Derechos de uso como arrendatario. .............................................................................................. 110 21.2. Derechos de uso como arrendador. ................................................................................................ 111 22. Inversiones inmobiliarias. ......................................................................................................................... 111 22.1. Otra información. ............................................................................................................................. 111 23. Activo intangible. ....................................................................................................................................... 112 23.1. Principales inversiones y desinversiones. ....................................................................................... 113 23.2. Compromisos de adquisición. ......................................................................................................... 113 23.3. Otra información. ............................................................................................................................. 114 24. Fondo de comercio. .................................................................................................................................. 114 24.1. Otra información. ............................................................................................................................. 114 25. Activos y pasivos por impuesto diferido. .................................................................................................. 115 25.1. Activos y pasivos por impuesto diferido. ......................................................................................... 115 25.2. Otra información. ............................................................................................................................. 116 26. Inversiones contabilizadas por el método de participación y sociedades de operación conjunta. .......... 116 26.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación. ............................................................ 116 26.2. Sociedades de operación conjunta. ................................................................................................ 120 27. Activos y pasivos de contratos con clientes. ............................................................................................ 121 27.1. Activos no corrientes y corrientes de contratos con clientes. ......................................................... 121 27.2. Pasivos no corrientes y corrientes de contratos con clientes. ........................................................ 121 28. Otros activos financieros no corrientes. ................................................................................................... 122 28.1 Préstamos y otras partidas a cobrar. ............................................................................................... 123 28.2. Instrumentos de patrimonio. ............................................................................................................ 123 29. Instrumentos financieros derivados. ......................................................................................................... 124 30. Otros activos no corrientes. ...................................................................................................................... 124 31. Otros activos financieros corrientes. ........................................................................................................ 124 32. Existencias. ............................................................................................................................................... 124 32.1. Derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). ....................................................................... 125 32.2. Compromisos de adquisición. ......................................................................................................... 125 32.3. Otra información. ............................................................................................................................. 125 33. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar. ..................................................................................... 126 33.1. Otra información. ............................................................................................................................. 126 34. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes. ......................................................................................... 127 35. Patrimonio neto. ........................................................................................................................................ 127 35.1. Patrimonio neto: de la Sociedad Dominante. .................................................................................. 128 35.2. Patrimonio neto: de las Participaciones no Dominantes. ................................................................ 134 10 36. Subvenciones. .......................................................................................................................................... 136 37. Deuda financiera no corriente y corriente. ............................................................................................... 136 38. Provisiones. .............................................................................................................................................. 136 38.1. Provisiones para pensiones y otras obligaciones similares. ........................................................... 137 38.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla. ............................................................... 141 38.3. Otras provisiones. ............................................................................................................................ 144 39. Otros pasivos no corrientes. ..................................................................................................................... 145 40. Otros pasivos financieros no corrientes y corrientes. ............................................................................... 145 41. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar. ................................................................................... 145 41.1. Información sobre el periodo medio de pago a proveedores. Disposición adicional tercera. “Deber de información” de la Ley 15/2010, de 5 de julio. ............................................................................... 146 42. Deuda financiera neta. ............................................................................................................................. 146 43. Instrumentos financieros. ......................................................................................................................... 147 43.1. Clasificación de instrumentos financieros de activo no corrientes y corrientes. ............................. 147 43.2. Clasificación de instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes. ............................ 150 43.3 Deuda financiera. ............................................................................................................................. 150 43.4. Otros aspectos. ............................................................................................................................... 154 43.5. Pérdidas y ganancias por categorías de activos y pasivos financieros. ......................................... 157 44. Política general de control y gestión de riesgos. ...................................................................................... 158 44.1. Riesgo de tipo de interés. ................................................................................................................ 159 44.2. Riesgo de tipo de cambio. ............................................................................................................... 160 44.3. Riesgo de precio de materias energéticas. ..................................................................................... 161 44.4. Riesgo de liquidez. .......................................................................................................................... 162 44.5. Riesgo de crédito. ............................................................................................................................ 163 44.6. Riesgo de concentración. ................................................................................................................ 165 44.7. Riesgo de compromisos de compra de materias energéticas. ....................................................... 166 45. Compensación de activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes. ........................................... 166 46. Instrumentos financieros derivados. ......................................................................................................... 168 46.1. Instrumentos financieros derivados designados como instrumentos de cobertura. ....................... 168 46.2. Instrumentos financieros derivados no designados como instrumentos de cobertura. .................. 175 47. Medición a valor razonable. ...................................................................................................................... 176 47.1. Medición a valor razonable de las categorías de activos financieros. ............................................ 176 47.2. Medición a valor razonable de las categorías de activos no valorados a valor razonable. ............ 177 47.3. Medición a valor razonable de las categorías de pasivos financieros. ........................................... 177 47.4. Medición a valor razonable de las categorías de pasivos financieros no valorados a valor razonable. ............................................................................................................................ 178 47.5. Otros aspectos. ............................................................................................................................... 178 48. Estado de flujos de efectivo. ..................................................................................................................... 179 48.1. Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación............................................................. 179 48.2. Flujos netos de efectivo de las actividades de inversión. ............................................................... 180 48.3. Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación. ........................................................... 181 49. Saldos y transacciones con partes vinculadas. ........................................................................................ 182 49.1. Gastos e ingresos y otras transacciones. ....................................................................................... 182 49.2. Empresas asociadas, negocios conjuntos y sociedades de operación conjunta. .......................... 185 49.3. Administradores y Alta Dirección. ................................................................................................... 185 50. Compromisos de adquisición y garantías comprometidas con terceros y otros compromisos. .............. 194 51. Retribución de auditores. .......................................................................................................................... 195 52. Plantilla. .................................................................................................................................................... 195 11 52.1. Plantilla final. ................................................................................................................................... 195 52.2. Plantilla media. ................................................................................................................................ 196 53. Activos y pasivos contingentes. ................................................................................................................ 196 54. Normas contables de futura aplicación. ................................................................................................... 204 55. Hechos posteriores. .................................................................................................................................. 204 ANEXO I: Sociedades y participaciones relevantes de ENDESA. ................................................................. 206 12 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES MEMORIA DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS CORRESPONDIENTES AL EJERCICIO ANUAL TERMINADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2021 ENDESA tiene como objeto social el negocio eléctrico en sus distintas actividades industriales y comerciales, la explotación de toda clase de recursos energéticos primarios, la prestación de servicios de carácter industrial y, en especial, los de telecomunicaciones, agua y gas, así como los que tengan carácter preparatorio o complementario de las actividades incluidas en el objeto social, y la gestión del Grupo Empresarial, constituido por las participaciones en otras sociedades. ENDESA desarrolla, en el ámbito nacional e internacional, principalmente en España y Portugal, así como mediante sucursales en varios países europeos, las actividades que integran su objeto, bien directamente o mediante su participación en otras sociedades. 1. Actividad y Cuentas Anuales del Grupo. ENDESA, S.A. (en adelante, la “Sociedad Dominante” o la “Sociedad”) y sus sociedades filiales integran el Grupo ENDESA (en adelante, “ENDESA”). ENDESA, S.A. tiene su domicilio social y fiscal, así como sus oficinas principales en Madrid (España), calle Ribera del Loira, 60. La Sociedad fue constituida con la forma mercantil de Sociedad Anónima en el año 1944 con el nombre de Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y cambió su denominación social por la de ENDESA, S.A. por acuerdo de la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 25 de junio de 1997. Desde dicha fecha no se ha producido ningún cambio posterior en su denominación social. Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2021 y depositadas en el Registro Mercantil de Madrid. Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 y las de cada una de las sociedades integradas en ENDESA, correspondientes al ejercicio 2021, que han servido de base para la preparación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, se encuentran en su mayor parte pendientes de aprobación por sus respectivas Juntas Generales de Accionistas. No obstante, los Administradores de la Sociedad Dominante entienden que dichas Cuentas Anuales serán aprobadas conforme estén presentadas. En estas Cuentas Anuales Consolidadas se utiliza como moneda de presentación el euro y las cifras se presentan en millones de euros (salvo mención expresa) por ser ésta la moneda de presentación de la Sociedad Dominante. La Sociedad está integrada en el Grupo ENEL, cuya Sociedad Dominante última es ENEL, S.p.A., que se rige por la legislación vigente en Italia, con domicilio social en Roma, Viale Regina Margherita, 137 y cuya cabecera en España es ENEL Iberia, S.L.U. con domicilio social en Madrid, calle Ribera del Loira, 60. El Grupo ENEL controla, a través de ENEL Iberia, S.L.U. un 70,1% del capital social de ENDESA, S.A. (véanse Notas 35.1.1 y 35.1.8). Las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo ENEL correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 20 de mayo de 2021 y depositadas en los Registros Mercantiles de Roma y Madrid. 2. Bases de presentación de las Cuentas Anuales Consolidadas. 2.1. Normativa contable aplicada. Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021, que han sido formuladas por los Administradores de la Sociedad Dominante, en reunión del Consejo de Administración celebrada el día 21 de febrero de 2022, han sido elaboradas de acuerdo con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y en las interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF), según han sido 13 adoptadas por la Unión Europea (UE) a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado, de conformidad con el Reglamento (CE) n.º 1606/2002, de 19 de julio, del Parlamento Europeo y del Consejo y demás disposiciones del marco normativo de información financiera aplicables a ENDESA y se someterán a la aprobación de la Junta General de Accionistas, estimándose que se aprobarán sin modificaciones. Estas Cuentas Anuales Consolidadas muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera de ENDESA a 31 de diciembre de 2021, del resultado global consolidado de sus operaciones, de los cambios en el Patrimonio Neto consolidado y de los flujos de efectivo consolidados, que se han producido en ENDESA en el ejercicio terminado en esa fecha. Las Cuentas Anuales Consolidadas se han preparado siguiendo las mismas Políticas Contables, Bases de Presentación y Normas de Valoración aplicadas en las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020, a excepción de las nuevas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) e Interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF) publicadas en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) y cuya primera aplicación por ENDESA se ha producido en las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 (véase Nota 4), y siguiendo el principio de empresa en funcionamiento mediante la aplicación del método de coste, con excepción de las partidas que, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), se registran a valor razonable, tal y como se indica en las Normas de Valoración de cada partida. Por otra parte, las partidas del Estado del Resultado Consolidado se clasifican por naturaleza de los costes. Las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 de ENDESA han sido preparadas a partir de los registros de contabilidad mantenidos por la Sociedad y por las restantes sociedades integradas en ENDESA. Cada Sociedad Dependiente prepara sus Estados Financieros siguiendo los principios y criterios contables en vigor en el país en el que realiza las operaciones por lo que en el proceso de consolidación se han introducido los ajustes y reclasificaciones necesarios para homogeneizar entre sí tales principios y criterios para adecuarlos a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y a las interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF). En la Nota 4 se detallan los cambios en políticas contables que se han producido a la formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas. 2.2. Comparabilidad de la información. A 31 de diciembre de 2021, y al objeto de suministrar información en línea con la práctica de mercado, ENDESA ha adaptado la presentación de los Estados Financieros Consolidados. Dicha adaptación se ha aplicado también de manera retroactiva lo que ha implicado la modificación de los Estados Financieros Consolidados correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 de manera que las cifras comparativas no coinciden con las publicadas en la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 que fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2021 A continuación, se detallan, para cada Estado Financiero, las principales modificaciones realizadas en la presentación: 14 Estado del Resultado Consolidado. Millones de Euros Cuentas Anuales Consolidadas 2020 Estado del Resultado Consolidado 2020 Reclasificación Plusvalías o Minusvalías Venta Activos no Financieros y Financieros (1) Reclasificación Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas (2) Desglose Cuentas Anuales Consolidadas 2021 Estado del Resultado Consolidado 2020 Re-expresado Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro Instrumentos Financieros Derivados INGRESOS 17.579 - (529) - - INGRESOS 17.050 Ventas 16.644 - 73 - - Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios 16.717 Otros Ingresos de Explotación 935 - (602) - - Otros Ingresos de Explotación 333 APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (11.573) - 504 - - APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (11.069) Compras de Energía (3.631) - 309 - - Compras de Energía (3.322) Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios (1.842) - 195 - - Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios (1.647) - - - 25 - - INGRESOS Y GASTOS POR DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS 25 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 6.006 - - - - MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 6.006 - - 26 - - - Otros Resultados 26 RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 3.783 26 - - - RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 3.809 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (1.897) - - 110 - Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros (1.787) - - - - (110) - Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros (110) RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 1.886 26 - - - RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 1.912 - - - RESULTADO FINANCIERO (134) (24) - - - RESULTADO FINANCIERO (158) Ingreso Financiero 28 - - - (3) Ingreso Financiero 25 Gasto Financiero (174) (24) - - 7 Gasto Financiero (191) - - - - - (4) Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados (4) Diferencias de Cambio Netas 12 - - - - Diferencias de Cambio Netas 12 - - - Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 34 - - - - Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 34 Resultado de otras Inversiones - - - - - - - Resultado en Ventas de Activos 2 (2) - - - - - - - - RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 1.788 - - - - RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 1.788 (1) Se elimina el epígrafe “Resultado en Ventas de Activos” que recogía, principalmente, las plusvalías o minusvalías brutas procedentes de la venta de activos no financieros o de la venta de activos financieros. Las partidas que componían este epígrafe pasan a clasificarse bien en el epígrafe de “Otros Resultados” formando parte del “Resultado Bruto de Explotación (EBITDA)”, bien en el epígrafe “Resultado Financiero”, según su naturaleza. (2) Se reclasifican al epígrafe “Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas” los cambios en el valor razonable y las liquidaciones de los instrumentos financieros derivados sobre “commodities” no designados como cobertura contable y cuya liquidación se produce por el importe neto, anteriormente reconocidos en “Otros Ingresos de Explotación” y “Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios” así como la pérdida o ganancia acumulada de las coberturas de flujos de efectivo a medida que el subyacente tiene impacto en el Estado del Resultado Consolidado por el riesgo cubierto, incluyendo además la parte ineficaz de dichas coberturas, anteriormente reconocidos en “Ventas” y “Compras de Energía”. 15 Estado de Otro Resultado Global Consolidado. Millones de Euros Cuentas Anuales Consolidadas 2020 Estado de Otro Resultado Global Consolidado 2020 Reclasificaciones (1) Cuentas Anuales Consolidadas 2021 Estado de Otro Resultado Global Consolidado 2020 Re-expresado Bruto Impuesto Partidas que Pueden Ser Objeto de Reclasificación al Estado del Resultado: (315) - - - Por Cobertura de Flujos de Caja (431) 431 - - Efecto Impositivo 116 - (116) - TRANSFERENCIAS AL ESTADO DEL RESULTADO Y / O INVERSIONES 182 - - - Por Cobertura de Flujos de Caja 238 (238) - - Efecto Impositivo (56) - 56 - - - - PARTIDAS QUE PUEDEN RECLASIFICARSE POSTERIORMENTE AL RESULTADO DEL PERIODO (133) - - - Operaciones de Cobertura (193) - (431) - Ganancias/(Pérdidas) por Valoración (431) - 238 - Importes Transferidos al Estado del Resultado 238 - - 60 Efecto Impositivo 60 (1) Se ha adaptado la presentación de estas partidas del Estado de Otro Resultado Global Consolidado a los modelos de la Información Pública Periódica de acuerdo a la Circular 3/2018, de 28 de junio, de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Estado de Situación Financiera Consolidado Millones de Euros Cuentas Anuales Consolidadas 2020 Estado de Situación Financiera Consolidado 2020 Desglose Instrumentos Financieros Derivados (1) Desglose Cuentas Anuales Consolidadas 2021 Estado de Situación Financiera Consolidado 2020 Re-expresado Activos y Pasivos Financieros (2) Activos y Pasivos de Contratos con Clientes (3) Activo no Corriente 947 - - - Activo no Corriente 947 - - - - - Activos no Corrientes de Contratos con Clientes - Activos Financieros no Corrientes 947 (169) (244) Otros Activos Financieros no Corrientes 534 - - 169 - - Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 169 - - - 244 - Otros Activos no Corrientes 244 Activo Corriente 4.754 - - - Activo Corriente 4.754 Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar 3.577 (467) 246 (10) Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar 3.346 - - - - 10 Activos Corrientes de Contratos con Clientes 10 Activos Financieros Corrientes 1.177 - (246) - Otros Activos Financieros Corrientes 931 - - 467 - - Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 467 Pasivo no Corriente 11.285 - - - Pasivo no Corriente 11.285 Ingresos Diferidos 4.517 - - (4.256) Subvenciones 261 - - - 4.256 Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes 4.256 Deuda Financiera no Corriente 5.937 (36) - - Deuda Financiera no Corriente 5.901 - - 236 - - Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 236 - - - 1 - Otros Pasivos Financieros no Corrientes 1 Otros Pasivos no Corrientes 831 (200) (1) - Otros Pasivos no Corrientes 630 Pasivo Corriente 6.706 - - - Pasivo Corriente 6.706 - - - - 274 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes 274 - - 404 - - Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 404 - - - 25 - Otros Pasivos Financieros Corrientes 25 Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 6.706 (404) (25) (274) Acreedores Comerciales y otras Cuentas a Pagar 6.003 (1) Se han desglosado en el Estado de Situación Financiera Consolidado los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes” e “Instrumentos Financieros Derivados Corrientes” tanto en activo como en pasivo detallados en la Nota 18 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020. (2) Se han desglosado en el Estado de Situación Financiera Consolidado los epígrafes “Otros Activos no Corrientes” y “Otros Pasivos Financieros no Corrientes” y “Otros Pasivos Financieros Corrientes” detallados en las Notas 18, 20 y 22 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020. (3) Se han desglosado en el Estado de Situación Financiera Consolidado los epígrafes “Activos no Corrientes de Contratos con Clientes”, “Activos Corrientes de Contratos con Clientes”, “Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes” y “Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes”, detallados en las Notas 12,15 y 22 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020. En consecuencia, se ha eliminado el epígrafe “Ingresos Diferidos” y las partidas que lo componían, de acuerdo con su naturaleza, han pasado a clasificarse en “Pasivos no Corrientes con Clientes” y en “Subvenciones” también de nueva creación. 16 Estado de Flujos de Efectivo Consolidado. Millones de Euros Cuentas Anuales Consolidadas 2020 Estado de Flujos de Efectivo Consolidado 2020 Reclasificaciones (1) Cuentas Anuales Consolidadas 2021 Estado de Flujos de Efectivo Consolidado 2020 Re-Expresado Pagos por Inversiones Cobros por Desinversiones Adquisiciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles (1.704) 1.704 - - - Enajenaciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles 49 - (49) - - Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo (17) 17 - - - Enajenaciones en Participaciones Empresas del Grupo 21 - (21) - - Adquisiciones de otras Inversiones (269) 269 - - - Enajenaciones de otras Inversiones 88 - (88) - - Flujos de Efectivo por Variación de Perímetro - - - - - - - - Pagos por Inversiones (1.990) - - (1.704) - Adquisiciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles (1.704) - - (17) - Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo (17) - - (269) - Adquisiciones de otras Inversiones (269) - - - Cobros por Desinversiones 158 - - - 49 Enajenaciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles 49 - - - 21 Enajenaciones en Participaciones Empresas del Grupo 21 - - - - 88 Enajenaciones de otras Inversiones 88 Flujos de Efectivo por Variación de Perímetro - - - - - - - - - Otros Flujos de Efectivo de Actividades de Inversión 106 Subvenciones y otros Ingresos Diferidos 106 - - Otros Cobros y Pagos de Actividades de Inversión 106 FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (1.726) - - FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (1.726) (1) Se ha adaptado la presentación de estas partidas del Estado de Flujos de Efectivo Consolidado a los modelos de la Información Pública Periódica de acuerdo a la Circular 3/2018, de 28 de junio, de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Con carácter adicional, y como consecuencia de la operativa y evolución de las cotizaciones en los mercados de derivados de “commodities” y energía, a 31 de diciembre de 2021 ENDESA ha modificado también la definición de la Medida Alternativa de Rendimiento (APM) “Deuda Financiera Neta” incluyendo en la misma las garantías financieras registradas en activo por considerar que la magnitud de los importes registrados en tales partidas refleja de modo más apropiado el importe neto de la deuda financiera de ENDESA. Dicha modificación en la definición de la Medida Alternativa de Rendimiento (APM) se ha realizado también de manera retroactiva a 31 de diciembre de 2020, de modo que las cifras comparativas no coinciden con las publicadas en la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 que fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2021. A continuación, se muestra la evolución de dicha Medida Alternativa de Rendimiento (APM) a 31 de diciembre de 2021 y 2020 (véase Nota 42): Millones de Euros Notas Medida Alternativa de Rendimiento (APM) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Re-Expresado 31 de Diciembre de 2020 Deuda Financiera no Corriente 37 y 43.3 7.211 5.901 5.901 Deuda Financiera Corriente 37 y 43.3 3.167 1.372 1.372 Deuda Financiera Bruta 10.378 7.273 7.273 Derivados de Deuda Registrados en Pasivo 46 14 36 36 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 (703) (403) (403) Derivados de Deuda Registrados en Activo 46 (7) (7) (7) Garantías Financieras Registradas en Activo 28.1 y 31 (876) (46) Deuda Financiera Neta 8.806 6.853 6.899 Los Administradores de ENDESA consideran que las modificaciones anteriores suministran información homogénea con la práctica del mercado. 17 3. Principios, políticas contables y normas de valoración. 3.1. Estimaciones contables relevantes realizadas. La información contenida en estas Cuentas Anuales consolidadas, que han sido formuladas en sesión del Consejo de Administración de 21 de febrero de 2022, es responsabilidad de los Administradores de la Sociedad Dominante, que manifiestan expresamente que se han aplicado en su totalidad los principios y criterios incluidos en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). En la preparación de estas Cuentas Anuales Consolidadas se han utilizado determinadas estimaciones realizadas por la Dirección de ENDESA para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones se refieren a: − Valoración de activos no financieros para determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos (véase Nota 3.2f). − Hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pasivos y provisiones con los empleados y las fechas y condiciones de salida de los empleados afectados por los expedientes de regulación de empleo y los acuerdos de suspensión de contratos (véanse Notas 3.2m.1, 3.2m.2, 38.1 y 38.2). − Vida útil de los activos materiales e intangibles (véanse Notas 3.2b y 3.2e). − Hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (véanse Notas 3.2h y 47). − Interpretación de la normativa existente o de nueva normativa relacionada con la regulación del Sector Eléctrico cuyos efectos económicos definitivos vendrán determinados finalmente por las resoluciones de los organismos competentes, algunas de las cuales están pendientes de emitirse en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas (véase Nota 6). − Energía suministrada a clientes pendiente de facturar (véanse Notas 3.2p y 33). − Devengo de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en los Territorios No Peninsulares (TNP) con régimen retributivo adicional (véase Nota 6). − Devengo de la actividad de distribución eléctrica por activos puestos en servicio con posterioridad al 1 de enero de 2017, así como los incentivos de la actividad de distribución (véase Nota 6). − Devengo de la actividad de producción de energía renovable con régimen retributivo específico y ajuste por desviaciones en el precio del mercado (Vadjm) de acuerdo al artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (véase Nota 6). − Coste del Bono Social conforme a lo establecido en el mecanismo de financiación de dicho coste (véase Nota 6). − Probabilidad de ocurrencia e importe de los activos o pasivos de importe incierto o contingentes (véanse Notas 3.2m y 38.3). En particular, para las incertidumbres sobre tratamientos fiscales inciertos, aplica el método del importe más probable para reflejar el efecto de la incertidumbre (véanse Notas 3.2o, 18, 25 y 41). − Costes futuros para el cierre de las instalaciones y restauración de terrenos (véanse Notas 3.2b, 3.2c, 3.2e, 3.2m y 38.3). − Hipótesis utilizadas para la valoración de los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales (véanse Notas 3.2o y 25.1). Por lo que respecta al impacto de los asuntos relacionados con el Cambio Climático, ENDESA considera que el Cambio Climático representa un elemento implícito en la aplicación de las metodologías y modelos utilizados en las estimaciones realizadas por la Dirección de ENDESA para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos. 18 A tal efecto, las estimaciones sobre las que el Cambio Climático puede tener un impacto más significativo se refieren, entre otros aspectos, a la vida útil de los activos materiales e intangibles, las obligaciones asociadas al proceso de Transición Energética relativas a los empleados afectados y a los costes futuros para el cierre de las instalaciones, y la valoración de los activos no financieros al objeto de determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos (véase Nota 5.2). A pesar de que estas estimaciones se han realizado en función de la mejor información disponible en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas 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 de forma prospectiva, reconociendo los efectos del cambio de estimación en las correspondientes Cuentas Anuales Consolidadas futuras. 3.2. Normas de valoración. Las principales Normas de valoración utilizadas en la elaboración de las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas han sido las siguientes: a) Principios de consolidación y combinaciones de negocios. Las Sociedades Dependientes se consolidan desde la fecha de adquisición, que es aquella en la que ENDESA obtiene efectivamente el control de las mismas integrándose en las Cuentas Anuales Consolidadas la totalidad de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondientes de las operaciones realizadas dentro de ENDESA. Los resultados de las Sociedades Dependientes adquiridas o enajenadas durante el ejercicio se incluyen en el Estado del Resultado Consolidado desde la fecha efectiva de adquisición o hasta la fecha efectiva de enajenación, según corresponda. Las sociedades de Operación Conjunta se consolidan, integrándose en las Cuentas Anuales Consolidadas la parte proporcional de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo, en función del porcentaje de participación de ENDESA en dichas sociedades, una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondientes de las operaciones realizadas dentro de ENDESA. La consolidación de las operaciones de la Sociedad Dominante y de las Sociedades Dependientes se ha efectuado siguiendo los siguientes principios básicos: − En la fecha de adquisición, los activos, pasivos y pasivos contingentes de la sociedad filial, que constituyen un negocio, son registrados a valor razonable, excepto para determinados activos y pasivos que se valoran siguiendo los principios de valoración establecidos en las Normas. Si este valor razonable se determina de forma provisional, el valor de la combinación de negocios se reconoce por sus valores provisionales. Cualquier ajuste derivado de la finalización del proceso de valoración, que no debe superar el plazo de 12 meses posterior a la combinación de negocios, se realizará, en su caso, con la consecuente re-expresión de las cifras comparativas. En el caso de que exista una diferencia positiva entre el coste de adquisición de la sociedad filial y el valor razonable de los activos y pasivos de la misma, incluyendo pasivos contingentes, correspondientes a la participación de la matriz, esta diferencia es registrada como fondo de comercio. En el caso de que la diferencia sea negativa, y una vez revisados los valores razonables de los activos y pasivos netos adquiridos ésta se registra con abono al Estado del Resultado Consolidado. Los costes relacionados con la adquisición se reconocen como gasto a medida que se incurren. − Cualquier contraprestación contingente derivada de una combinación de negocios, se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisición. La obligación de pago derivada de una contraprestación contingente se reconoce en el Pasivo o Patrimonio Neto en el Estado de Situación Financiera Consolidado, según cumpla con la definición de estas partidas descrita en la NIC 32 “Instrumentos Financieros: Presentación”. El derecho de cobro relacionado con una contraprestación contingente derivado de la devolución de contraprestaciones previamente transferidas, se reconoce como un Activo en el Estado de Situación Financiera Consolidado. 19 − El valor de las Participaciones no Dominantes en el valor razonable de los activos netos adquiridos y en los resultados de las Sociedades Dependientes consolidadas por integración global se presenta, respectivamente, en los epígrafes “Patrimonio Neto: De las Participaciones no Dominantes” del Estado de Situación Financiera Consolidado y “Participaciones no Dominantes” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado. − Si en la fecha de adquisición, los activos y pasivos adquiridos de una sociedad filial no constituyen un negocio, ENDESA identificará y reconocerá los activos identificables individualmente adquiridos y los pasivos asumidos, de forma que el coste deberá distribuirse entre los activos identificables individualmente y los pasivos sobre la base de sus valores razonables relativos en la fecha de compra. Esta transacción no dará a lugar a un fondo de comercio. − La conversión de los Estados Financieros de las sociedades extranjeras con moneda funcional distinta del euro se realiza del siguiente modo: o Los activos y pasivos, utilizando el tipo de cambio vigente en la fecha de cierre de las Cuentas Anuales Consolidadas. o Las partidas de los Estados del Resultado utilizando el tipo de cambio medio del ejercicio. o El Patrimonio Neto se mantiene a tipo de cambio histórico a la fecha de su adquisición, o al tipo de cambio medio del ejercicio de su generación, tanto en el caso de los resultados acumulados como de las aportaciones realizadas, según corresponda. Las diferencias de cambio que se producen en la conversión de los Estados Financieros se registran netas de su efecto fiscal en el epígrafe “Diferencias de Conversión” en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado: “Otro Resultado Global”. Las diferencias de conversión generadas con anterioridad al 1 de enero de 2004 fueron traspasadas a reservas al haberse acogido la Sociedad en la primera aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) a la excepción prevista para la conversión de los Estados Financieros elaborados con principios y criterios contables españoles a Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). − Todos los saldos y transacciones entre las sociedades consolidadas por integración global se han eliminado en el proceso de consolidación, así como la parte correspondiente de las sociedades consolidadas por integración proporcional. − Cuando se realiza una transacción por la que se pierde el control de una Sociedad Dependiente y se retiene una participación en dicha sociedad, el registro inicial de la participación retenida se realiza por el valor razonable de la participación en el momento de la pérdida de control. La diferencia entre el valor razonable de la contraprestación recibida en la operación, más el valor razonable de la inversión mantenida, más el valor en libros de las participaciones no controladas en la anterior subsidiaria y los activos y pasivos dados de baja del Estado de Situación Financiera Consolidado como consecuencia de la pérdida de control de la sociedad previamente controlada se registra en el epígrafe “Otros Resultados” del Estado del Resultado Consolidado. Los importes reconocidos en “Otro Resultado Global” se contabilizan como si se hubieran enajenado los activos o pasivos relacionados. − Cuando se realiza una transacción por la que se adquiere el control de una sociedad en la que previamente se ostentaba una participación (adquisición por etapas), el registro inicial de la participación anterior se realiza por el valor razonable en el momento de la toma de control. La diferencia entre dicho valor razonable y el valor en libros de la inversión mantenida previamente, se registra en el epígrafe “Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación” del Estado del Resultado Consolidado. Los importes reconocidos en “Otro Resultado Global” se contabilizan como si se hubieran enajenado los activos y pasivos relacionados. Los cambios en la participación en las Sociedades Dependientes que no den lugar a una toma o pérdida de control se registran como transacciones de patrimonio ajustándose el importe en libros de las participaciones de control y de las participaciones no dominantes para reflejar los cambios en sus participaciones relativas en la subsidiaria. La diferencia que pueda existir entre el importe por el que se ajusten las participaciones no dominantes y el valor razonable de la contraprestación pagada o recibida se reconoce directamente en el Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante. 20 a.1. Sociedades Dependientes. Son Sociedades Dependientes aquéllas en las que la Sociedad Dominante tiene control, directa e indirectamente, tiene poder sobre la participada, está expuesta a sus rendimientos variables, o tiene derechos que le otorgan la capacidad de dirigir las actividades relevantes de esa participada. En este sentido, se entiende que una sociedad está expuesta a los rendimientos variables de una participada cuando éstos varían en función de la evolución económica de la misma y puede ejercer su poder para influir sobre los rendimientos variables. La existencia de control se deriva de los derechos sustantivos mantenidos sobre la participada, para lo cual, la Dirección de ENDESA aplica su juicio para evaluar si dichos derechos sustantivos le aportan el poder para dirigir las actividades relevantes de la participada con el objetivo de afectar a sus retornos. Para ello, se tienen en cuenta todos los hechos y circunstancias concurrentes a la hora de evaluar si controla o no una participada, analizando factores tales como contratos con terceras partes, derechos derivados de otros acuerdos contractuales, así como derechos de voto reales y potenciales, considerándose a estos efectos los derechos de voto potenciales en poder de ENDESA o de terceros ejercitables o convertibles en la fecha de cierre contable. Cuando se producen hechos que afectan al poder sobre la participada, la exposición a los rendimientos variables por la implicación continuada, o la capacidad de utilizar el poder sobre la participada para influir en el importe de los rendimientos, se reevalúa la existencia de control sobre la citada participada. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, ENDESA no posee Entidades Estructuradas que, según define la NIIF 12 “Revelación de Participaciones en otras Entidades”, hayan sido diseñadas de modo que los derechos de voto y otros derechos similares no son el factor primordial a la hora de definir el control. En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las Sociedades Dependientes de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y 2020. a.1.1. Sociedades no consolidadas por el método de integración global con participación superior al 50%. Aunque ENDESA posee una participación superior al 50% en la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E., esta participación tiene la consideración de Sociedad de Operación Conjunta ya que ENDESA, en virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, ejerce control conjunto con el otro partícipe y tiene derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos de la misma (véase Nota 3.2a.3). Asimismo, ENDESA posee una participación superior al 50% en la sociedad Front Marítim del Besòs, S.L., si bien esta participación tiene la consideración de Negocio Conjunto ya que ENDESA, en virtud del acuerdo de socios suscrito, ejerce control conjunto con el otro socio y tiene derecho a los activos netos de la sociedad (véanse Notas 3.2a.3 y 26). a.2. Sociedades Asociadas. Se consideran Sociedades Asociadas aquéllas en las que la Sociedad Dominante, directa o indirectamente, ejerce una influencia significativa. La influencia significativa es el poder de intervenir en las decisiones de política financiera y de explotación de una entidad, sin que suponga la existencia de control o de control conjunto sobre la misma. En la evaluación de la existencia de influencia significativa se consideran los derechos de voto potenciales ejercitables o convertibles en la fecha de cierre contable, teniendo en cuenta, igualmente, los derechos de voto potenciales poseídos por ENDESA o por otra entidad. Con carácter general, la influencia significativa se presume en aquellos casos en los que ENDESA posee una participación superior al 20%. ENDESA posee una participación inferior al 20% en la sociedad Toro Renovables 400 KV, S.L., si bien esta participación tiene la consideración de Asociada ya que ENDESA, en virtud del acuerdo de socios suscrito, tiene influencia significativa en la sociedad (véase Nota 26.1). 21 Las Sociedades Asociadas se integran en las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas por el método de participación, tal y como se describe en la Nota 3.2i. En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las Sociedades Asociadas de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y 2020. a.3. Acuerdos Conjuntos. Un Acuerdo Conjunto es aquel que otorga a 2 o más partes un control conjunto, y para el que las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de todas las partes que comparten el control. Estos Acuerdos Conjuntos pueden ser una Operación Conjunta o un Negocio Conjunto, dependiendo de los derechos y obligaciones de las partes involucradas en el Acuerdo. Para determinar el tipo de Acuerdo Conjunto que se deriva de un acuerdo contractual en la fecha de cierre contable, la Dirección evalúa la estructura y contenido legal del acuerdo, los términos acordados por las partes, así como otros hechos y factores relevantes. En el caso de que se produzcan cambios en los elementos contractuales de un Acuerdo Conjunto, se reevalúan estos hechos y factores relevantes. a.3.1. Operaciones Conjuntas. Se consideran Operaciones Conjuntas aquellas sociedades sobre las que existe un Acuerdo Conjunto por el que ENDESA y el resto de partícipes tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos. Las Operaciones Conjuntas se consolidan integrando proporcionalmente los activos y pasivos afectos a la mencionada operación tal y como se describe en la Nota 3.2a. En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las Operaciones Conjuntas de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y 2020. a.3.2. Negocios Conjuntos. Se consideran Negocios Conjuntos aquellas sociedades sobre las que existe un Acuerdo Conjunto por el que ENDESA y el resto de los partícipes tienen derecho sobre los activos netos. Los Negocios Conjuntos se integran en las Cuentas Anuales Consolidadas por el método de participación, tal y como se describe en la Nota 3.2i. En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan los Negocios Conjuntos de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y 2020. a.4. Otras participaciones. Las magnitudes económicas de las sociedades participadas por ENDESA que no tienen la consideración de Sociedades Dependientes, Operaciones Conjuntas, Negocios Conjuntos o Sociedades Asociadas presentan un interés desdeñable respecto a la imagen fiel que deben expresar las Cuentas Anuales Consolidadas. b) Inmovilizado material. b.1. Costes de adquisición. El inmovilizado material está valorado por su coste, neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que haya experimentado. Adicionalmente al precio pagado por la adquisición de cada elemento, el coste también incluye en su caso, los siguientes conceptos: − Los gastos financieros devengados durante el periodo de construcción que sean directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos aptos, que son aquellos que requieren de un periodo de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso, como, por ejemplo, instalaciones de generación eléctrica o de distribución. La tasa de interés utilizada es la correspondiente a la financiación 22 específica o, de no existir, la tasa media de financiación de la sociedad que realiza la inversión. La tasa media de financiación en el ejercicio 2021 ha sido del 1,5% (1,7% en el ejercicio 2020) (véase Nota 43.3). El importe activado por este concepto ha ascendido a 4 millones de euros en el ejercicio 2021 (3 millones de euros en el ejercicio 2020) (véase Nota 16). − Los gastos de personal relacionados directamente con las obras en curso. Los importes capitalizados por este concepto se registran en el Estado del Resultado Consolidado como gasto en el epígrafe “Gastos de Personal” y como ingreso en el epígrafe “Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo”. En el ejercicio 2021 el importe activado por este concepto ha ascendido a 126 millones de euros (117 millones de euros en el ejercicio 2020). − Los costes futuros a los que ENDESA deberá hacer frente en relación con el cierre de sus instalaciones se incorporan al valor del activo por el valor actualizado, recogiendo la correspondiente provisión. ENDESA revisa anualmente su estimación sobre los mencionados costes futuros, aumentando o disminuyendo el valor del activo en función de los resultados de dicha estimación. En el caso de las centrales nucleares, esta provisión recoge el importe al que se estima que ENDESA deberá hacer frente hasta el momento en el que la entidad pública empresarial Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA) se haga cargo del desmantelamiento de estas centrales (véase Nota 38.3). Los elementos adquiridos con anterioridad a 31 de diciembre de 2003 incluyen en el coste de adquisición, en su caso, las revalorizaciones de activos permitidas en los distintos países para ajustar el valor del inmovilizado material con la inflación registrada hasta esa fecha. Las obras en curso se traspasan al inmovilizado material en explotación una vez finalizado el periodo de prueba cuando se encuentran disponibles para su uso, a partir de cuyo momento comienza su amortización. Los costes de ampliación, modernización o mejora que representan un aumento de la productividad, capacidad o eficiencia o un alargamiento de la vida útil de los bienes se capitalizan como mayor coste de los correspondientes bienes. Las sustituciones o renovaciones de elementos completos que aumentan la vida útil del bien, o su capacidad económica, se registran como mayor valor del inmovilizado material, con el consiguiente retiro contable de los elementos sustituidos o renovados. Los gastos periódicos de mantenimiento, conservación y reparación se imputan al Estado del Resultado Consolidado como coste del ejercicio en que se incurren (véase Nota 13). Los activos indivisibles en los que ENDESA tiene la propiedad compartida con otros propietarios (comunidades de bienes) son registrados por la parte proporcional que le corresponde al mismo en dichos activos (véase Nota 20.3). Los Administradores de la Sociedad Dominante, en base al resultado del test de deterioro explicado en la Nota 3.2f, consideran que el valor contable de los activos no supera el valor recuperable de los mismos, a excepción de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla (véanse Notas 3.2f.4 y 20.3). b.2. Amortizaciones. El inmovilizado material, neto en su caso del valor residual del mismo si lo hubiere, se amortiza, a partir del momento en que se encuentra en condiciones de uso, distribuyendo linealmente el coste de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil estimada que constituyen el periodo en el que las sociedades esperan utilizarlos. La vida útil se revisa cuando existen indicios de que pueda haber variado y, si procede, se ajusta de forma prospectiva. 23 A continuación, se presentan los periodos de vida útil utilizados para la amortización de los activos durante los ejercicios 2021 y 2020: Intervalo de Años de Vida Útil Estimada 2021 2020 Instalaciones de Generación: Centrales Hidroeléctricas Obra Civil 100 100 Equipo Electromecánico 50 50 Centrales de Carbón 25-48 25-48 Centrales Nucleares 44-50 44-50 Centrales de Ciclo Combinado 40 40 Renovables Fotovoltaicas 30 30 Eólicas 30 30 Instalaciones de Transporte y Distribución: Red de Baja y Media Tensión 40 40 Equipos de Medida y Telecontrol 6-15 6-15 Otras Instalaciones 25 25 Los terrenos no se deprecian por tener una vida útil ilimitada. ENDESA modificó la vida útil del Grupo I de la Central Nuclear de Ascó, con efecto 1 de abril de 2020, a 46 años y 9 meses como consecuencia de la solicitud de renovación presentada del permiso de explotación de dicha central, a partir del 30 de septiembre de 2021, por un periodo de 9 años, al ser este plazo de solicitud inferior a los 10 años habituales, en previsión de que las hipótesis del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) se cumplan para esta instalación de generación. El efecto que este cambio tuvo en el Estado del Resultado Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 fue de un mayor gasto por dotación a la amortización por importe de 11 millones de euros respecto al ejercicio anterior. b.3. Otros aspectos. De acuerdo con la Ley 29/1985, de 2 de agosto, modificada parcialmente por la Ley 46/1999, de 13 de diciembre, todas las centrales de producción hidroeléctricas españolas se hallan sujetas al régimen de concesión administrativa temporal. Según los términos de estas concesiones administrativas, a la terminación de los plazos establecidos las indicadas instalaciones revierten a la propiedad del Estado en condiciones de buen uso, estableciéndose, a 31 de diciembre de 2020, su plazo de reversión entre 2021 y 2067 (véase Nota 38.3). Estas instalaciones se amortizan en el plazo concesional o durante su vida económica, el menor de estos 2 periodos. ENDESA ha evaluado las casuísticas específicas de dichas concesiones concluyéndose que, en ninguno de estos casos, se dan los factores determinantes para aplicar la CINIIF 12: “Acuerdos de Concesión de Servicios” (véase Nota 3.2e.1). Un elemento del inmovilizado material se da de baja cuando se enajene o disponga del mismo por otra vía, o cuando no se espere obtener beneficios económicos futuros por su utilización, enajenación o disposición por otra vía. Los beneficios o pérdidas que surgen en ventas o retiros de bienes de inmovilizado material se reconocen como resultados del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor neto contable del activo. c) Inversiones inmobiliarias. El epígrafe “Inversiones Inmobiliarias” del Estado de Situación Financiera Consolidado recoge aquellos terrenos e inmuebles que se estima que no se recuperarán en el curso ordinario de los negocios que constituyen el objeto social de ENDESA. Las inversiones inmobiliarias se valoran por su coste de adquisición neto de su correspondiente amortización acumulada y las pérdidas por deterioro que hayan experimentado. 24 El valor de mercado de las inversiones inmobiliarias se ha calculado en base a valoraciones externas realizadas en el cuarto trimestre del ejercicio 2021 (véanse Notas 22.1 y 47.2). A efectos de determinar el valor de mercado razonable de las inversiones inmobiliarias se solicitan valoraciones a expertos independientes reconocidos oficialmente que realizan su mejor estimación de valor teniendo en cuenta el mayor y mejor uso del inmueble conforme a su situación urbanística y al estado de conservación actual del mismo, en caso de construcciones. Las inversiones inmobiliarias, excluidos los terrenos, se amortizan distribuyendo linealmente el coste de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil, que se estiman según los mismos criterios que los establecidos para el inmovilizado material. Una inversión inmobiliaria se da de baja cuando se enajene o disponga de la misma por otra vía, o cuando no se espere obtener beneficios económicos futuros por su utilización, enajenación o disposición por otra vía. Los beneficios o pérdidas que surgen en ventas o retiros de inversiones inmobiliarias se reconocen como resultados del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor neto contable del activo. d) Fondo de comercio. El fondo de comercio generado en la consolidación representa el exceso del coste de adquisición sobre la participación de ENDESA en el valor razonable de los activos y pasivos, incluyendo los contingentes identificables de una Sociedad Dependiente o controlada conjuntamente adquirida en la fecha de adquisición. La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición. Hasta que se determina de forma definitiva el valor razonable de los activos y pasivos, la diferencia entre el precio de adquisición y el valor contable de la sociedad adquirida se registra de forma provisional como fondo de comercio. En el caso de que la determinación definitiva del fondo de comercio se realice en los Estados Financieros Consolidados del año siguiente al de la adquisición de la participación, las cuentas del ejercicio anterior que se presentan a efectos comparativos se modifican para incorporar el valor de los activos y pasivos adquiridos y del fondo de comercio definitivo desde la fecha de adquisición de la participación. Los fondos de comercio surgidos en la adquisición de sociedades con moneda funcional distinta del euro se valoran en la moneda funcional de la sociedad adquirida, realizándose la conversión a euros al tipo de cambio vigente a la fecha del Estado de Situación Financiera. Los fondos de comercio no se amortizan, sino que se asignan a cada una de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs), o conjunto de ellas, y, al cierre de cada ejercicio contable, se procede a estimar si se ha producido en ellos algún deterioro que reduzca su valor recuperable a un importe inferior al coste neto registrado, procediéndose, en su caso, al oportuno saneamiento (véase Nota 3.2f). A 31 de diciembre de 2021 el fondo de comercio reconocido en el Estado de Situación Financiera Consolidado se ha generado por la adquisición de la actividad de sistemas y telecomunicaciones (ICT), y por la toma de control en ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE), Eléctrica del Ebro, S.A.U. y Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. (véase Nota 24). Los Administradores de la Sociedad Dominante, en base al resultado del test de deterioro explicado en la Nota 3.2f, consideran que el valor contable de los activos no supera el valor recuperable de los mismos. e) Activos intangibles. Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su coste de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experimentado. Los activos intangibles se amortizan linealmente en su vida útil, a partir del momento en que se encuentran en condiciones de uso, salvo aquellos con vida útil indefinida, que no se amortizan. 25 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existen activos intangibles con vida útil indefinida. 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 se explican en la Nota 3.2f. Un activo intangible se da de baja en cuentas cuando se enajene o disponga del mismo por otra vía, o cuando no se espere obtener beneficios económicos futuros por su utilización, enajenación o disposición por otra vía. Los beneficios o pérdidas que surgen en ventas o retiros de activos intangibles se reconocen como resultados del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor de venta y el valor neto contable del activo. e.1. Concesiones. La CINIIF 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” proporciona guías para la contabilización de los acuerdos de concesión de servicios públicos a un operador privado. Esta interpretación contable se aplica en aquellas concesiones en las que: − La concedente controla o regula qué servicios debe proporcionar el operador con la infraestructura, a quién debe suministrarlos y a qué precio; y − La concedente controla, a través de la propiedad, del derecho de usufructo o de otra manera, cualquier participación residual significativa en la infraestructura al final del plazo del acuerdo. De cumplirse, simultáneamente con las condiciones expuestas anteriormente, la contraprestación recibida por ENDESA por la construcción de la infraestructura se reconoce de acuerdo con lo establecido en la Nota 3.2p.1, como un activo intangible en la medida que el operador recibe un derecho a efectuar cargos a los usuarios del servicio público, siempre y cuando estos derechos estén condicionados al grado de uso del servicio, o como un activo financiero, en la medida en que exista un derecho contractual incondicional a recibir efectivo u otro activo financiero ya sea directamente del cedente o de un tercero. Las obligaciones contractuales asumidas por ENDESA para el mantenimiento de la infraestructura durante su explotación, o por su devolución al cedente al final del acuerdo de concesión en las condiciones especificadas en el mismo, en la medida en que no suponga una actividad que genera ingresos, se reconoce siguiendo la política contable de provisiones (véase Nota 3.2m). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA no tenía reconocido ningún activo intangible o activo financiero por sus acuerdos de concesión como consecuencia de la aplicación de la CINIIF 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios”. Los gastos financieros se activan siguiendo los criterios establecidos en la Nota 3.2b, siempre y cuando el operador de la concesión tenga un derecho contractual para recibir un activo intangible. Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se activaron gastos financieros. Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se ha realizado ninguna activación de gastos de personal. Las concesiones se amortizan en el periodo de duración de las mismas. Los contratos de concesión no sujetos a la CINIIF 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” se reconocen siguiendo los criterios generales. En la medida en que ENDESA reconoce los activos como inmovilizado material (véase Nota 3.2b), éstos se amortizan durante el periodo menor entre la vida económica o el plazo concesional. Cualquier obligación de inversión, mejora o reposición asumida por ENDESA, se considera en los cálculos de deterioro de valor del inmovilizado como una salida de flujos futuros comprometidos de carácter contractual, necesarios para obtener las entradas de flujos de efectivo futuras. Si ENDESA tiene los activos cedidos en uso a cambio de una contraprestación, se aplican los criterios establecidos en la Nota 3.2g. e.2. Gastos de investigación y desarrollo. ENDESA sigue la política de registrar como activo intangible en el Estado de Situación Financiera Consolidado los costes de los proyectos en fase de desarrollo siempre que su viabilidad técnica y rentabilidad económica estén razonablemente aseguradas. 26 Los gastos de desarrollo se amortizan durante su vida útil de acuerdo con un plan sistemático que, en la mayor parte de los casos, se estima en 5 años. Los costes de investigación se registran como gasto en el Estado del Resultado Consolidado. El importe de estos costes en el Estado del Resultado Consolidado ha ascendido a 7 millones de euros en el ejercicio 2021 (13 millones de euros en el ejercicio 2020). e.3. Otros activos intangibles. Estos activos corresponden fundamentalmente a: − Programas informáticos, que se reconocen inicialmente por su coste de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experimentado. Se amortizan en su vida útil, que, en la mayor parte de los casos, se estima en 5 años. Durante los ejercicios 2021 y 2020 se han activado 35 millones de euros y 25 millones de euros de gastos de personal, respectivamente. − Carteras de clientes adquiridas mediante combinación de negocios, como consecuencia de las operaciones de fusión de GEM Suministro Gas 3, S.L.U. y Madrileña Suministro de Gas, S.L.U., llevadas a cabo en los ejercicios 2015 y 2012, respectivamente, que se reconocen inicialmente por su valor razonable en la fecha de adquisición. Posteriormente, se valoran a su coste neto de su correspondiente amortización acumulada y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experimentado. El método de amortización de las mencionadas carteras es decreciente a lo largo de su vida útil y, a 31 de diciembre de 2021, oscila entre 15 años y 25 años en base a la disminución gradual esperada en dichas carteras. e.4. Costes incrementales de obtención de un contrato con un cliente. Los costes incrementales de obtener un contrato son aquellos costes en los que se incurre para obtener un contrato con un cliente y en los que no se habría incurrido si el contrato no se hubiera obtenido. ENDESA reconoce los costes incrementales de la obtención de contratos con clientes como un activo intangible, en la medida que estén relacionados directamente con un contrato o un contrato futuro que pueda ser identificado específicamente y del cual se esperen recuperar dichos costes. Dicho activo se amortiza de forma sistemática en función de la vida media esperada de los contratos con clientes asociados a dichos costes, que, a 31 de diciembre de 2021, oscila en un periodo comprendido entre 1 año y 15 años. Los costes de obtener un contrato en los que ENDESA habría incurrido independientemente de si se obtiene el contrato o no, se reconocen como gasto en el Estado del Resultado Consolidado, cuando tengan lugar. f) Deterioro de valor de los activos no financieros. A lo largo del ejercicio y, en cualquier caso, en la fecha de cierre del mismo, se evalúa si existe indicio de que algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro. En caso de que exista tal 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 (UGE) a la que pertenece el activo, entendiendo como tal el menor grupo identificable de activos que genera entradas de efectivo independientes. En el caso de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) a las que se han asignado fondos de comercio o activos intangibles con una vida útil indefinida, el análisis de su recuperabilidad se realiza de forma sistemática al cierre de cada ejercicio. Si el importe recuperable de la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) fuera inferior al valor neto en libros de los activos asociados a la misma, se registra la correspondiente pérdida por deterioro por la diferencia, con cargo al epígrafe “Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros” del Estado del Resultado Consolidado, asignándose dicha pérdida por deterioro, en primer lugar, al valor del fondo de comercio asignado a la misma y, a continuación, a los demás activos de la Unidad Generadora de Efectivo 27 (UGE), prorrateando en función del valor contable de cada uno de ellos, con el límite del mayor entre su valor razonable menos los costes de venta, su valor en uso y cero. 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 al Estado del Resultado Consolidado, con el límite del valor en libros que el activo hubiera tenido de no haberse realizado el saneamiento. En el caso del fondo de comercio, los saneamientos realizados no son reversibles. f.1. Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs). ENDESA considera que los activos del negocio de generación eléctrica, que pertenecen a un mismo sistema interconectado, y los del negocio de distribución eléctrica, que perciben una retribución conjunta, constituyen una Unidad Generadora de Efectivo (UGE). Las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) más significativas existentes a 31 de diciembre de 2021 son las siguientes: − Generación: o Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Generación de la Península Ibérica: la gestión de todos los activos de generación de la Península Ibérica se realiza bajo un enfoque de portfolio integrado, cuyo objetivo último es maximizar el margen integrado de la generación y la comercialización de electricidad. Las principales características de este enfoque de gestión son las siguientes: • Todos los activos se gestionan de forma conjunta, independientemente del tipo de tecnología (ciclo combinado, fuel, nuclear y renovable, incluyendo hidroeléctrica), en función de la disponibilidad de las centrales, la meteorología, la demanda y la necesidad de cubrir las restricciones técnicas del Sistema, entre otros aspectos. • La gestión conjunta y la diversificación de la cartera de generación permite a ENDESA responder de forma elástica y flexible a las necesidades de la demanda mediante ofertas en distintos mercados, coordinados por un único representante y sujeto liquidador garantizando la seguridad del suministro. • La toma de decisiones sobre las operaciones se realiza en función de la capacidad instalada de todo el parque de generación y con un enfoque de gestión del margen integrado tratando de optimizar las compras y ventas de electricidad. o Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de Generación por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla: cada uno de estos ámbitos geográficos forman una Unidad Generadora de Efectivo (UGE), al realizarse dentro de cada uno de ellos una gestión conjunta de los activos, por tratarse de territorios aislados o poco conectados, en los que existe una retribución regulada que remunera las especificidades de cada ámbito geográfico y unos criterios diferenciados de ordenación de la actividad a nivel de cada Comunidad o Ciudad Autónoma. − Distribución: Los activos de la red de distribución en España constituyen una única Unidad Generadora de Efectivo (UGE), al estar dicha red de distribución formada por un conjunto de activos interrelacionados y dependientes entre sí cuyo desarrollo, operación y mantenimiento se gestionan de forma conjunta. f.2. Cálculo del importe recuperable. El importe recuperable es el mayor entre el valor razonable minorado por el coste necesario para su venta y el valor en uso, entendiendo por éste último el valor actual de los flujos de caja futuros estimados. Para estimar el valor en uso, ENDESA prepara las previsiones de flujos de caja futuros antes de impuestos a partir de los presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos incorporan las mejores estimaciones de la Dirección de ENDESA sobre los ingresos y costes de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) utilizando las previsiones sectoriales, la experiencia del pasado y las expectativas futuras. 28 Estas previsiones cubren los próximos 3 años, estimándose los flujos para los años futuros hasta el fin de la vida útil de los activos, tomando en consideración el valor residual, si lo hubiese, y aplicando tasas de crecimiento razonables que, en ningún caso, son crecientes ni superan a las tasas de crecimiento para el sector. Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual 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 la zona geográfica. f.3. Principales hipótesis utilizadas en la determinación del valor en uso. Los modelos utilizados por ENDESA para la determinación de las variables de mercado empleadas en la determinación del valor en uso manejan distintos escenarios con diferentes probabilidades, y se utiliza el escenario que se considera más probable. En cualquier caso, a lo largo del ejercicio ENDESA realiza, entre otros aspectos, un seguimiento de la evolución de las principales hipótesis utilizadas en la determinación del valor en uso al objeto de evaluar si algún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro desde la fecha de cierre del ejercicio anterior. Las tasas de descuento antes de impuestos aplicadas en los ejercicios 2021 y 2020 a las principales Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) se encuentran en los siguientes rangos: % Moneda 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Mínimo Máximo Mínimo Máximo Generación Península Ibérica Euro 4,5 5,5 3,5 5,6 Generación Territorios No Peninsulares (TNP) Euro Baleares Euro 4,1 4,1 4,9 4,9 Canarias Euro 2,7 2,7 2,9 2,9 Ceuta Euro 3,8 3,8 4,6 4,6 Melilla Euro 2,5 2,5 2,9 2,9 Distribución Euro 3,2 4,9 3,2 5,2 Analizando los parámetros que componen las tasas de descuento de 2021, cabe destacar que la tasa libre de riesgo ha bajado significativamente, pasando del 0,25% en el ejercicio 2020 al 0,09% en el ejercicio 2021 y la prima de riesgo del negocio, que representa el riesgo específico de los activos y se basa en las betas desapalancadas consideradas para empresas de actividad similar, se ha mantenido tanto en los negocios liberalizados como en los negocios regulados. Las tasas de crecimiento medias empleadas para extrapolar las proyecciones de los ejercicios 2021 y 2020 (tasa g) han sido las siguientes: % 2021 2020 Generación Península Ibérica 0,0 - 1,7 0,0 - 2,1 Generación Territorios No Peninsulares (TNP) Baleares 0,0 0,0 Canarias 0,0 0,0 Ceuta 0,0 0,0 Melilla 0,0 0,0 Distribución 1,7 1,6 Estas tasas de crecimiento, que no superan la tasa media de crecimiento a largo plazo del sector y los mercados en los que ENDESA opera, se adecúan a la inflación a largo plazo de España, estando alineadas con las estimaciones del consenso del mercado. ENDESA está plenamente comprometida con el desarrollo de un modelo de negocio sostenible y alineado con los objetivos del Acuerdo de París (véase Nota 5.2). El Plan Estratégico 2022-2024 presentado el 25 de noviembre de 2021 sigue esta línea y se sustenta en la intención de ENDESA de liderar la Transición Energética, lo que conseguirá acelerando la descarbonización de su “mix” de generación y fomentando la adopción de comportamientos que redunden en una electrificación del consumo de sus clientes. 29 En cuanto a la planificación a largo plazo, el Plan Estratégico 2022-2024 ha establecido un objetivo a largo plazo para conseguir la neutralidad en emisiones en toda la cadena de valor para 2040, tanto en emisiones directas (Alcance 1), alcanzando la completa descarbonización de su “mix” de generación, como indirectas (Alcances 2 y 3), incluyendo el abandono de la comercialización de gas natural. Todo ello junto a los objetivos científicos en todos los ámbitos pertinentes y de acuerdo con los criterios y recomendaciones de la “Science Based Targets initiative” (SBTi). Con estas premisas, el enfoque utilizado para asignar valor a las hipótesis clave consideradas ha tenido en consideración los siguientes conceptos y/o parámetros: − Evolución de la demanda de energía eléctrica y de la demanda de gas: la estimación de crecimiento se ha calculado sobre la base de la previsión de incremento del Producto Interior Bruto (PIB) además de otros supuestos utilizados por ENDESA respecto a la evolución del consumo de electricidad y gas en estos mercados. − Medidas regulatorias: una parte importante del negocio de ENDESA está regulado y sujeto a una normativa amplia y compleja, que podría ser objeto de modificación, bien mediante la introducción de nuevas leyes, bien por modificaciones de las ya vigentes, de manera que las proyecciones contemplan la adecuada aplicación del conjunto de normas vigentes y aquellas otras que se encuentran actualmente en desarrollo y se prevé su vigencia durante el periodo proyectado. − Hidraulicidad y eolicidad media: las proyecciones se realizan a partir de series históricas de las condiciones meteorológicas y proyectando, en base a éstas, un año medio. No obstante, y en especial para el primer año de proyección, se toma en consideración la situación hidráulica y eólica real del año precedente, ajustando en consecuencia el año medio. − Capacidad instalada: en el ámbito de la generación se tienen en cuenta las inversiones necesarias para mantener la capacidad instalada en las condiciones adecuadas de operación, en la actividad de distribución se consideran las inversiones de mantenimiento, mejora y fortalecimiento de la red, así como las inversiones necesarias para llevar a cabo la implementación del plan de telegestión, y en la actividad de comercialización las inversiones necesarias para desarrollar la actividad de otros productos y servicios. Visión Objetivo Gases Efecto Invernadero (GEI) Ámbito Principales Factores y Acciones para Conseguir el Objetivo Corto Plazo (2024) 145 gCO 2eq /kWh en 2024 100% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) Alcance 1 • Eliminación gradual del 90% de la capacidad a base de carbón en el periodo 2022-2024 (peso porcentual de la capacidad a base de carbón consolidada del 10% en 2020 a aproximadamente el 1% en 2024 con cierre previsto a 2027). • Inversión de 3.100 millones de euros para acelerar el desarrollo de las energías renovables instalando 4 GW de nueva capacidad renovable en el periodo 2022-2024, alcanzando los 12,3 GW de capacidad renovable consolidada en 2024. Medio-Largo Plazo (2030) <95 gCO 2eq /kWh en 2030 (80% de reducción respecto al año de referencia 2017) 100% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) Alcance 1 • Anticipación del abandono del carbón a 2027 en lugar de 2030 (eliminación gradual de capacidad de carbón en el periodo 2017- 2027). • Inversión de 12.400 millones de euros para acelerar el desarrollo de las energías renovables instalando 16 GW de capacidad renovable en el periodo 2021-2030, alcanzando 24 GW de capacidad renovable consolidada en 2030 (1,7 GW en el año de referencia 2017). 6,6 MtCO 2eq (55% de reducción respecto al año de referencia 2017) 100% de las emisiones de Alcance 3 relativas a la venta de gas natural en el mercado final (Alcance 3, "Categoría de Uso de los Productos Vendidos") • Fomento de la transición de los clientes del gas a la electricidad (sobre todo clientes residenciales). • Optimización de la cartera de gas de los clientes (especialmente clientes industriales). Largo Plazo (2040) ~0 gCO 2eq /kWh en 2040 100% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) Alcance 1 • Apuesta por la eliminación gradual de la capacidad térmica y conseguir un “mix” energético renovable al 100%. 0 MtCO 2eq (100% de reducción respecto al año de referencia 2017) 100% de las emisiones de Alcance 3 (1) (2) • Cese del negocio de comercialización de gas en base a la electrificación del consumo, adelantando la electrificación completa de 2050 a 2040. (1) De acuerdo con el compromiso de neutralidad en las emisiones del Grupo ENEL, que incluye tanto las directas como las indirectas, ENDESA asume el compromiso de las emisiones de Alcance 2 y Alcance 3 de acuerdo con el “Net-Zero Standard” que la “Science Based Targets initiative” (SBTi) está desarrollando. (2) Se establece un objetivo de 100% de reducción de emisiones de Alcance 3 a 2040 relacionado con la comercialización de gas así como la neutralidad en el resto de emisiones indirectas. 30 − Para la determinación del “mix” de producción se utilizan complejos modelos de proyección internos desarrollados específicamente y que tienen en cuenta factores tales como precios y disponibilidad de materias energéticas (petróleo “Brent”, gas, carbón, etc.), evolución prevista de la demanda, planes de obra o de entrada en producción de nueva potencia en las distintas tecnologías. Estos modelos están en constante modificación, tomando en cuenta las variaciones que se van produciendo en aspectos tales como disponibilidad del parque de producción, disponibilidad de combustibles o entrada de nuevas plantas en explotación, y arrojan señales de precio en el Sistema, así como previsiones de costes de producción, a partir de los cuales se proyectan las producciones del parque de generación. − Las hipótesis de precios de venta y compra de energía se basan en complejos modelos de proyección internos desarrollados específicamente. El precio del “pool” previsto se estima teniendo en cuenta distintos escenarios respecto a la evolución prevista de una serie de factores determinantes como son los costes y producciones de las distintas tecnologías, la demanda eléctrica, los precios de las “commodities” y otras variables de mercado y macroecnómicas, y, como resultado de dichos modelos, se considera el escenario más probable. A tal efecto, la evolución del precio del “pool” de la electricidad impacta principalmente en la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Generación de la Península Ibérica. − Los precios de comercialización de la electricidad y del gas se determinan sobre la base de los precios establecidos en los contratos de venta suscritos y de los precios a futuro de la energía. − Para la estimación de los costes de combustibles se toman en consideración los contratos de suministro existentes y se realizan proyecciones a largo plazo de precios de petróleo, gas o carbón, basadas en mercados “forward” y estimaciones disponibles de analistas. − Los costes fijos se proyectan considerando el nivel de actividad previsto, tanto en lo relativo a evolución de la plantilla como a otros costes de operación y mantenimiento, el nivel de inflación proyectado y los contratos de mantenimiento a largo plazo o de otro tipo existentes. − Para la determinación del valor en uso de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) que incorporan derechos de uso, se han excluido las cuotas fijas incluidas en el pasivo por arrendamiento. − Se consideran siempre fuentes externas (analistas, Organismos Oficiales nacionales o internacionales, etc.) como forma de contrastar las hipótesis relacionadas con el entorno macroeconómico tales como la evolución de precios, crecimientos del Producto Interior Bruto (PIB), variación de la demanda, inflación, variaciones de tipos de interés y tipos de cambio, entre otras. − A continuación se detallan las hipótesis clave utilizadas para la determinación del valor en uso de los test de deterioro de valor de los activos no financieros a 31 de diciembre de 2021 (Plan Estratégico 2022- 2024): 2022 2023 2024 Precio del Brent ($ / bbl) 66 63 62 Dióxido de Carbono (CO 2 ) (€ / t) 65 69 74 Precio del Gas TTF (€ / MWh) 27 23 19 Precio del Gas PVB (€ / MWh) 30 25 20 Demanda de Electricidad Península Ibérica (TWh) 251 256 259 Índice de Precios al Consumo (IPC) (medio) (%) 1,4 1,5 1,6 Crecimiento Producto Interior Bruto (P.I.B.) España (%) 6,2 2,6 1,9 Precio Medio Aritmético Mercado Diario de Electricidad (€ / MWh) 83 69 59 f.4. Test de deterioro. − Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla. A 31 de diciembre de 2021 se ha realizado una reestimación del valor recuperable de los activos de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, teniendo en cuenta, entre otros, la situación prevista de los mercados de “commodities” (combustible y derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 )) y los costes que se prevé recuperar por dichos conceptos conforme a la regulación prevista, así como los cambios estimados en la estructura de la generación futura y sus efectos sobre la generación térmica. Como consecuencia de dicha reestimación, se ha registrado un deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de 31 Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 652 millones de euros (véanse Notas 15 y 20.3). A 31 de diciembre de 2020 se realizó una reestimación del valor recuperable de los activos de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, teniendo en cuenta, entre otros aspectos, la publicación con fecha 7 de agosto de 2020 en el Boletín Oficial del Estado (BOE), de la Orden TED/776/2020, de 4 de agosto, por la que se revisaron los precios de producto y logística a emplear en la determinación del precio de combustible y se estableció un valor tope del tiempo de arranque de liquidación por instalación tipo aplicable a las instalaciones de producción ubicadas en los Territorios No Peninsulares (TNP) con régimen retributivo adicional (véase Nota 6). Como consecuencia de dicha reestimación, se registró un deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 338 millones de euros (véanse Notas 15 y 20.3). − Centrales térmicas peninsulares de carbón. En el ejercicio 2021 la actualización de la provisión por deterioro de valor de las centrales térmicas peninsulares de carbón de acuerdo con la decisión adoptada el 27 de septiembre de 2019 de discontinuidad de la actividad de las mismas ha supuesto el registro contable de una dotación neta por importe de 4 millones de euros (17 millones de euros de reversión neta en el ejercicio 2020) (véanse Notas 15 y 20.3). f.5. Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 ENDESA ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad sobre los resultados de los test de deterioro descritos, a través de las variaciones razonables de las principales hipótesis clave manteniendo constantes el resto de variables conforme al siguiente detalle por Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs): Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Generación Península Ibérica Generación Territorios No Peninsulares (TNP) Distribución Aumento Disminución Aumento Disminución Aumento Disminución Aumento en 50 p.b. de la Tasa de Descuento (3.388) - (6) - (19.750) - Aumento en 100 p.b. de la Tasa de Descuento (6.106) - (11) - (30.682) - Disminución en 50 p.b. de la Tasa de Crecimiento - (3.011) - (6) - (19.280) Disminución en 5% del Precio del "Pool" - (765) - Na - Na Incremento del 5% de los Costes de Operación y Mantenimiento (596) - (73) - (1.427) - Incremento del 5% de las Inversiones de Mantenimiento (440) - (11) - (778) - Disminución del 1% de la Demanda de Electricidad - (1.611) - (7) - Na A 31 de diciembre de 2021, como resultado de dicho análisis de sensibilidad, se concluye que una modificación desfavorable en las hipótesis clave utilizadas dentro de los rangos considerados, manteniendo sin cambios el resto de variables, no resultaría en un deterioro de activos, salvo los activos de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de Generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, cuyo valor en libros se ha ajustado al valor en uso. En concreto, dada la incertidumbre económica actual y la dificultad de estimación de los cambios razonables de las mencionadas hipótesis, siguiendo las recomendaciones del “European Securities and Markets Authority” (ESMA), ENDESA ha decidido estresar el análisis de sensibilidad de la tasa de descuento respecto al análisis de sensibilidad de ejercicios anteriores. Para ello, ha estresado el análisis de sensibilidad considerando un aumento de la tasa de descuento de 100 p.b. concluyendo que, manteniendo sin cambios el resto de variables, no resultaría en un deterioro de activos, salvo los activos de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de Generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, cuyo valor en libros se ha ajustado al valor en uso (véase Nota 5.1). 32 g) Arrendamientos. Un contrato es, o contiene, un arrendamiento si transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación. Al inicio de un contrato ENDESA evalúa si es, o contiene, un arrendamiento, y analiza si se incluyen varios componentes para contabilizar de forma separada el arrendamiento del resto de componentes que no constituyen un arrendamiento. g.1. Arrendatario. Cuando el contrato contiene un componente de arrendamiento y uno o más componentes adicionales, ENDESA distribuye la contraprestación del contrato a cada componente del arrendamiento en función del precio individual relativo del componente de arrendamiento, y el precio individual agregado de los componentes que no sean arrendamiento. Los arrendamientos en los que ENDESA actúa como arrendatario se reconocen al comienzo del contrato registrando en el Estado de Situación Financiera Consolidado como un activo por derecho de uso que representa el derecho a la utilización del activo arrendado y un pasivo por el valor presente de la obligación de realizar los pagos de arrendamiento durante el plazo del mismo. El valor inicial del activo por arrendamiento comprenderá el importe de la valoración inicial del pasivo por arrendamiento, así como cualquier pago por arrendamiento efectuado en la fecha de comienzo o antes de esta, descontando cualquier incentivo de arrendamiento recibido, más cualquier coste directo inicial incurrido y una estimación de los costes que se incurrirán al desmantelar y eliminar el activo subyacente, rehabilitar el lugar en el que se ubique o devolver dicho activo a la condición exigida según el contrato. Para determinar el plazo de los arrendamientos ENDESA ha considerado el periodo no revocable del contrato salvo para aquellos contratos en los que disponga de una opción unilateral de ampliar o terminar, en cuyo caso se ha considerado el periodo ampliado o terminado anticipadamente, si existe razonable certeza de que se vaya a ejercer tal opción. En este aspecto, ENDESA ha tomado en consideración el horizonte temporal contemplado en el proceso presupuestario. Con posterioridad al reconocimiento inicial, ENDESA valora el activo por derecho de uso al coste menos la amortización acumulada y las pérdidas por deterioro, ajustándose asimismo por cualquier cambio en la valoración de los pasivos por arrendamientos asociados. Los derechos de uso se amortizan en los mismos términos que el resto de activos depreciables similares si existe certeza razonable de que el arrendatario adquirirá la propiedad del activo al finalizar el arrendamiento. Si no existe dicha certeza, el activo se amortiza en el plazo menor entre la vida útil del activo o el plazo del arrendamiento. El valor inicial del pasivo por arrendamiento se calcula, en la fecha de comienzo del arrendamiento, como el valor de los pagos futuros por el mismo, que no estén abonados en dicha fecha, y descontados, con carácter general, al tipo de interés implícito del contrato. De no disponerse el tipo de interés implícito del arrendamiento, ENDESA utiliza la tasa incremental de sus préstamos, considerando el plazo del contrato y el tipo de activo subyacente. Estos pagos comprenderán los pagos fijos o sustancialmente fijos, menos cualquier incentivo de arrendamiento a recibir por parte de ENDESA, así como los pagos variables que dependen de un índice o tipo, las cantidades que ENDESA espera pagar por garantías del valor residual del activo subyacente, el precio de ejercicio de la opción de compra si ENDESA tiene la certeza razonable que la va a ejercitar y los pagos de penalizaciones por rescisión del arrendamiento si el plazo de arrendamiento refleja el ejercicio por parte de ENDESA de la opción de cancelación anticipada. Posteriormente, el pasivo por arrendamiento se incrementa para reflejar la acumulación de intereses y se reduce por los pagos por arrendamiento realizados. Los pagos mínimos por arrendamiento se dividen entre carga financiera y reducción de la deuda. La carga financiera se reconoce como gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el periodo de arrendamiento, de forma que se obtiene un tipo de interés constante en cada ejercicio sobre el saldo de la deuda pendiente de amortizar. El pasivo por arrendamiento se deberá reevaluar cuando ocurran ciertos cambios en los pagos tales como por ejemplo cambios en el plazo de arrendamiento o cambios en los pagos futuros. En estos casos, generalmente, se deberá reconocer el importe de la reevaluación del pasivo por arrendamiento como un ajuste al activo por el derecho de uso. 33 Las cuotas de arrendamiento variables, así como aquellas cuotas contingentes cuando es probable que se vaya a incurrir en las mismas, se registran como un gasto en el Estado del Resultado Consolidado. ENDESA ha optado por no aplicar los requerimientos anteriormente mencionados a los arrendamientos a corto plazo y a los arrendamientos en los que el activo subyacente es de bajo valor (inferior a 5.000 dólares estadounidenses (USD)). Para estos casos, los importes devengados se reconocen como gasto de forma lineal a lo largo del periodo de arrendamiento. g.2. Arrendador. Para un contrato que contiene un componente de arrendamiento y uno o más componentes adicionales de arrendamiento o que no son arrendamientos, ENDESA distribuye la contraprestación del contrato del mismo modo que se hace para los ingresos ordinarios procedentes de los contratos con clientes (véase Nota 3.2p.1). Los arrendamientos en los que ENDESA transfiere sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad se clasifican como financieros. El resto de arrendamientos se clasifican como operativos. Los arrendamientos financieros se reconocen al comienzo del contrato, registrando un activo financiero por el valor actual de los pagos mínimos a recibir por el arrendamiento más el valor residual del activo, aunque no esté garantizado, descontados al tipo de interés implícito del contrato. La diferencia entre el activo financiero registrado y la cantidad a cobrar, correspondiente a intereses no devengados, se imputará en el Estado del Resultado Consolidado del ejercicio en que dichos intereses se devenguen, de acuerdo con el método del tipo de interés efectivo. En los arrendamientos operativos ENDESA reconoce los pagos por el arrendamiento como ingresos de forma lineal. g.3. Transacciones de venta con arrendamiento posterior. ENDESA aplica los criterios de reconocimiento de ingresos ordinarios de los contratos con clientes para evaluar si se debe reconocer la venta del activo (véase Nota 3.2p.1). Si se cumplen los criterios de reconocimiento de la venta, ENDESA reconoce el activo por derecho de uso derivado del arrendamiento posterior como una proporción del valor contable previo del activo relacionado con la parte mantenida, reconociéndose sólo el importe de cualquier pérdida o ganancia que se refiera a los derechos trasferidos al comprador. Si no se cumplen los criterios de reconocimiento de la venta, ENDESA continúa registrando el activo y reconoce un pasivo financiero por la contraprestación recibida (véase Nota 3.2h.4). h) Instrumentos financieros. Un instrumento financiero es cualquier contrato que da lugar, simultáneamente, a un activo financiero en una entidad y a un pasivo financiero, o a un instrumento de patrimonio, en otra entidad. h.1. Activos financieros excepto instrumentos financieros derivados. A efectos de valoración, ENDESA clasifica sus activos financieros en la fecha de su reconocimiento inicial teniendo en consideración el modelo de negocio y las características de los flujos de efectivo contractuales, ya sean permanentes o temporales, excluidas las inversiones contabilizadas por el método de participación (véanse Notas 3.2i y 26) y las inversiones mantenidas para la venta, en las siguientes categorías: − Activos financieros a coste amortizado: se registran a su coste amortizado, si éstos se gestionan con un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener activos financieros para percibir flujos de efectivo contractuales y las condiciones contractuales dan lugar, en fechas especificadas, a flujos de efectivo que son únicamente pagos de principal e intereses sobre el importe de principal pendiente. En el reconocimiento inicial el coste amortizado corresponde al valor razonable inicial, menos las devoluciones del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el método de la tasa de interés efectiva. El método de la tasa de interés efectiva es un método de cálculo del coste amortizado de un activo o un pasivo financiero (o de un grupo de activos o pasivos financieros) y de imputación del 34 ingreso o gasto financiero a lo largo del periodo relevante. La tasa de interés efectiva es la tasa de descuento que iguala exactamente los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero (o, cuando sea adecuado, en un periodo más corto) con el importe neto en libros del activo o pasivo financiero. − Activos financieros a valor razonable con cambios en el Estado de Otro Resultado Global: se registran inicialmente a su valor razonable si se gestionan con un modelo de negocio cuyo objetivo es obtener flujos de efectivo contractuales y vender activos financieros, y las condiciones contractuales dan lugar, en fechas específicas, a flujos de efectivo que son únicamente pagos de principal e intereses sobre el importe de principal pendiente. En el reconocimiento inicial a valor razonable incluyen los costes de transacción directamente atribuibles a la adquisición. En periodos posteriores estos activos se valoran a valor razonable reconociendo la pérdida o ganancia en el Estado de Otro Resultado Global, si bien los intereses devengados se reconocerán en el Estado del Resultado. Los importes reconocidos en el Estado de Otro Resultado Global, excepto si se tratan de instrumentos de patrimonio asignados en su reconocimiento inicial en esta categoría, se reconocen en el Estado del Resultado en el momento en el que tiene lugar la baja de los activos financieros. − Activos financieros obligatoriamente a valor razonable con cambios en el Estado del Resultado: se incluyen los activos financieros mantenidos para negociar, siendo éstos los que se originan o adquieren con el objeto de realizarlos a corto plazo o son parte de una cartera de instrumentos financieros identificados, que se gestionan conjuntamente y existe evidencia de actuaciones para obtener ganancias a corto plazo o son instrumentos financieros derivados que no cumplen la definición de contrato de garantía financiera ni hayan sido designados como instrumentos de cobertura contable. Se registran inicialmente a valor razonable más los costes de transacción directamente atribuibles a la transacción. En periodos posteriores estos activos se valoran a valor razonable reconociendo la pérdida o ganancia en el Estado del Resultado Consolidado. ENDESA ha designado en esta categoría los instrumentos de patrimonio. Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan utilizando la fecha de negociación. Los criterios de deterioro de los activos financieros se describen en la Nota 3.2h.3. h.2. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes. Bajo este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado se registra el efectivo en caja, depósitos a la vista y otras inversiones con vencimiento contractual a corto plazo de alta liquidez que son rápidamente realizables en caja y que no tienen riesgo de cambios en su valor. Los descubiertos bancarios se reconocen en el Estado de Situación Financiera Consolidado como deuda financiera con entidades de crédito. h.3. Deterioro del valor de los activos financieros. ENDESA para determinar la necesidad de registrar un deterioro de valor en los activos financieros, aplica el método de pérdidas crediticias esperadas, de acuerdo al siguiente procedimiento: − En el caso de los activos financieros que tienen origen comercial, cuentas a cobrar por arrendamientos y activos contractuales derivados de contratos con clientes incluidos en la categoría “Activos Financieros a Coste Amortizado”, se determinan las pérdidas crediticias esperadas durante toda la vida de los activos financieros, de forma colectiva, agrupados por tipología de cliente y mercado. Los porcentajes de impago se calculan separadamente para cada uno de los colectivos identificados, agrupados por vencimiento, tipología de cliente y mercado, en base a la experiencia histórica de impago de los últimos 36 meses y teniendo en consideración la probabilidad de que una cuenta a cobrar evolucione a los siguientes escenarios, hasta el cobro o la baja definitiva. − Para el resto de los activos financieros se tienen en consideración los siguientes aspectos: o Para los activos financieros en los que existe una identificación individualizada de la contraparte, se realiza una evaluación individual tanto de la probabilidad de impago como la pérdida en caso de impago. La multiplicación de ambos factores por la exposición neta en caso de impago permite calcular la pérdida esperada. 35 o Para aquellos activos de gran volumen y características similares, se agrupan por naturaleza y se realiza una estimación de la pérdida esperada del conjunto. No obstante, lo anterior, se determinan las pérdidas crediticias esperadas de forma individualizada sobre los activos para los que existe evidencia objetiva de que ENDESA no será capaz de recuperar todos los importes de acuerdo a los términos originales de los contratos. Al evaluar si para un activo financiero, o grupo de activos financieros, si el riesgo ha aumentado de forma significativa, ENDESA utiliza la modificación en el riesgo de impago que va a ocurrir durante toda la vida esperada del instrumento. ENDESA reconoce la pérdida por deterioro de los activos financieros a coste amortizado mediante el registro de una cuenta correctora. El valor contable se elimina contra la cuenta correctora cuando dicho deterioro se considera irreversible. La pérdida por deterioro de valor en cuentas a cobrar de origen comercial, por arrendamientos y activos contractuales derivados de contratos con clientes, se reconoce como gasto en el epígrafe “Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros” del Estado del Resultado Consolidado y en el resto de activos financieros se reconoce como gasto en el epígrafe “Gasto Financiero” del Estado del Resultado Consolidado (véanse Notas 15 y 16, respectivamente). En ejercicios posteriores será reversible hasta el límite del valor del coste amortizado que los activos tendrían de no haber sido deteriorados. Si el deterioro fuese irreversible, se elimina el valor contable del activo financiero contra la cuenta correctora de activo. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas no existen activos financieros vencidos por importe significativo que no tengan origen comercial (véase Nota 44.5). h.4. Pasivos financieros excepto instrumentos financieros derivados. A efectos de valoración, ENDESA clasifica sus pasivos financieros en la fecha de su reconocimiento inicial: − Pasivos financieros a coste amortizado: incluyen tanto la deuda financiera como los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar y se registran inicialmente por el efectivo recibido, neto de los costes incurridos en la transacción. En periodos posteriores estas obligaciones se valoran a coste amortizado, utilizando el método de la tasa de interés efectiva (véase Nota 3.2h.1). − Pasivos financieros a valor razonable: se registran inicialmente a su valor razonable siendo éste el precio de la transacción. Los costes incurridos en la transacción se registran como gasto a medida que se incurren. Con posterioridad a su reconocimiento inicial, se reconocen a valor razonable registrando las variaciones en el Estado del Resultado. En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente de un derivado de cobertura de valor razonable, como excepción, se valoran por su valor razonable por la parte del riesgo cubierto. Para el cálculo del valor razonable de la deuda, tanto para los casos en que se registra en el Estado de Situación Financiera Consolidado como para la información sobre el mismo que se incluye en la Nota 37, ésta ha sido dividida en deuda a tipo de interés fijo y deuda a tipo de interés variable: − La deuda a tipo de interés fijo es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de interés fijados desde el inicio de la operación, ya sea explícita o implícitamente. − La deuda a tipo de interés variable es aquella emitida con tipo de interés variable, es decir, cada cupón se fija en el momento del inicio de cada periodo en función del tipo de referencia. La valoración de toda la deuda se ha realizado mediante el descuento de los flujos de fondos futuros esperados con la curva de tipos de interés de mercado según la moneda de pago. ENDESA tiene contratadas con diversas entidades financieras operaciones de gestión del pago a los proveedores (“confirming”) (véase Nota 41). ENDESA aplica los criterios señalados en la Nota 3.2h.7 para evaluar la baja del pasivo original con los acreedores comerciales y el reconocimiento de un nuevo pasivo con las entidades financieras. Los pasivos comerciales cuya liquidación es gestionada por entidades financieras se registran en la partida “Acreedores Comerciales y otras Cuentas a Pagar” del Estado de Situación Financiera Consolidado en la medida en que ENDESA únicamente ha cedido la gestión de pago a las entidades financieras, manteniéndose como obligado primario al pago de las deudas frente a los acreedores comerciales. 36 h.5. Instrumentos financieros derivados y operaciones de cobertura. Los derivados mantenidos por ENDESA corresponden fundamentalmente a operaciones contratadas con el fin de cubrir el riesgo de tipo de interés, de tipo de cambio o de precios de materias energéticas (electricidad, combustible, derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 )) y tienen como objetivo eliminar o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones subyacentes que son objeto de cobertura. Los derivados se registran por su valor razonable en la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado. Si su valor es positivo se registran en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados”, de Activos Corrientes o no Corrientes según su vencimiento y la intención de mantener el derivado hasta su vencimiento, tanto si se trata de derivados financieros, como si son derivados sobre materias energéticas. Si su valor es negativo, se registran en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados”, de Pasivo Corriente o no Corriente según su vencimiento y la intención de mantener el derivado hasta su vencimiento, tanto si son derivados financieros, como si son derivados sobre materias energéticas. Los cambios en el valor razonable se registran en el Estado del Resultado Consolidado salvo en el caso de que el derivado haya sido designado contablemente como instrumento de cobertura y se den las condiciones establecidas por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) para aplicar contabilidad de coberturas, en cuyo caso su registro es el siguiente: − Coberturas de valor razonable: la parte del subyacente para la que se está cubriendo el riesgo se valora por su valor razonable al igual que el instrumento de cobertura, registrándose las variaciones de valor de ambos en el Estado del Resultado Consolidado. − Coberturas de flujos de efectivo: los cambios en el valor razonable de los derivados se registran, en la parte en que dichas coberturas son efectivas, en el epígrafe “Otro Resultado Global” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado (véase Nota 35.1.6). La pérdida o ganancia acumulada en dicho epígrafe se traspasa al Estado del Resultado Consolidado a medida que el subyacente tiene impacto en el Estado del Resultado Consolidado por el riesgo cubierto. Los resultados correspondientes a la parte ineficaz de las coberturas se registran directamente en el Estado del Resultado Consolidado. Una cobertura sólo resulta de aplicación cuando existe una relación económica entre la partida cubierta y el instrumento de cobertura, el riesgo de crédito de la partida cubierta no ejerce un efecto dominante sobre los cambios de valor resultantes de esa relación económica y el ratio de cobertura de la relación de cobertura es la misma que la resultante de la cantidad de la partida cubierta que ENDESA realmente utiliza para cubrir dicha cantidad de la partida cubierta. ENDESA evalúa al inicio de la relación de cobertura y de forma continua, si la relación cumple los requisitos de la eficacia de forma prospectiva. Asimismo, evalúa la eficacia en cada cierre contable o cuando se producen cambios significativos que afecten a los requisitos de la eficacia. ENDESA realiza una evaluación cualitativa de la eficacia, siempre que las condiciones fundamentales del instrumento y de la partida cubierta coincidan. Cuando las condiciones fundamentales no son plenamente coincidentes, ENDESA utiliza un derivado hipotético con condiciones fundamentales equivalentes a la partida cubierta para evaluar y medir la ineficacia. La cobertura se interrumpe de forma prospectiva si el instrumento de cobertura expira, es vendido, resuelto o ejercido o si se han dejado de cumplir los criterios para la contabilidad de coberturas. A estos efectos, la sustitución o renovación del instrumento de cobertura no es una expiración o finalización, siempre que la operación sea consistente con el objetivo de riesgo de ENDESA. Cuando se discontinúa la contabilidad de coberturas en una cobertura de flujos de efectivo, el importe acumulado en el epígrafe “Otro Resultado Global” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado no se reconoce en el Estado del Resultado Consolidado hasta que los flujos de efectivo futuros cubiertos ocurran (véase Nota 35.1.6). Por el contrario, los importes acumulados en el epígrafe “Otro Resultado Global” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado se reconocen en el Estado del Resultado Consolidado cuando se deja de esperar que los flujos de efectivo futuros cubiertos ocurran. En ENDESA la gestión de riesgos se realiza a nivel de margen integral, lo que implica que el riesgo y las posiciones de las diferentes actividades del negocio se tratan a través de una única visión consolidada del riesgo y de un único proceso de decisión de coberturas. Este proceso de decisión está soportado por el 37 análisis del riesgo y del mercado, que tienen como resultado la toma de mandatos a mercado. En este aspecto se realiza una representación de los activos industriales y de las exposiciones a las que están sometidos los resultados de la empresa y en base a ello se proponen diferentes estrategias con la motivación de anular o reducir parcialmente el riesgo de los activos de la cartera industrial. Estos mandatos tienen una clara relación con el subyacente y surgen de decisiones de coberturas que se toman únicamente por criterios de negocio. Por este motivo, ENDESA puede optar por designar una relación de cobertura entre un instrumento de cobertura y una partida cubierta y no aplicar su clasificación como cobertura contable, aunque su objetivo sea gestionar el riesgo. En el caso de estas operaciones: − Siempre existe un mandato del Comité de Coberturas completamente trazable, que da significado y explicación completa al propósito de cobertura, y − Están clasificadas en European Markets Infrastructure Regulation (EMIR), Markets in Financial Instruments Directive (MiFID II) y en Market in Financial Instruments Regulation (MiFIR) como “Risk Reducing” o “Hedge”, siguiendo los estándares de este reglamento sobre derivados Over The Counter (OTC) y registro de operaciones. Los cambios en el valor razonable de estos instrumentos financieros de cobertura que no se clasifican como coberturas contables se registran en el epígrafe “Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas” del Estado del Resultado Consolidado. ENDESA tiene formalizados contratos de compra o venta a plazo de materias energéticas, fundamentalmente de electricidad, combustibles y derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) con entrega física. Como se ha comentado anteriormente, estos contratos se valoran en el Estado de Situación Financiera Consolidado por su valor de mercado en la fecha de cierre, registrando las diferencias de valor en el Estado del Resultado Consolidado como “Ingresos” o “Aprovisionamientos y Servicios” excepto cuando se dan todas las condiciones que se mencionan a continuación: − La única finalidad del contrato es el uso propio, entendiendo por tal, en el caso de los contratos de compras de combustibles, su uso para la generación de electricidad, en los de compra de electricidad o gas para comercialización, su venta a clientes finales, y en los de venta de electricidad o gas, la venta a cliente final. − Las previsiones futuras de ENDESA justifican la existencia de estos contratos con la finalidad de uso propio. − La experiencia pasada de los contratos demuestra que se han utilizado para uso propio, excepto en aquellos casos esporádicos en que haya sido necesario otro uso por motivos excepcionales o asociados con la gestión logística fuera del control y de la previsión de ENDESA. − El contrato no prevea su liquidación por diferencia, ni haya habido una práctica de liquidar por diferencias contratos similares en el pasado. − En estos casos las compras o ventas a plazo se contabilizan como contratos pendientes de ejecución y se registran cuando se ejecutan en las correspondientes partidas de ventas o compras. ENDESA evalúa la existencia de derivados implícitos en contratos e instrumentos financieros para determinar si sus características y riesgos están estrechamente relacionados con el contrato principal siempre que el conjunto no esté siendo contabilizado a valor razonable. En caso de no estar estrechamente relacionados son registrados separadamente contabilizando las variaciones de valor en el Estado del Resultado Consolidado. El valor razonable de los diferentes instrumentos financieros derivados se calcula mediante los siguientes procedimientos: − Para los derivados cotizados en un mercado organizado, por su cotización a la fecha de cierre del periodo. − En el caso de los derivados no cotizados en mercados organizados, ENDESA realiza las valoraciones a través de herramientas internas y calcula el valor razonable de los derivados financieros tomando en consideración variables observables en el mercado, mediante la estimación de los flujos de caja futuros descontados al momento actual con las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa, del último día hábil de cada cierre, convertidos a euros con el tipo de cambio del último día hábil de cada cierre. Una vez obtenido el valor de mercado bruto, se realiza un ajuste por riesgo de crédito propio o “Debt Valuation 38 Adjustment (DVA)”, y por el riesgo de contraparte o “Credit Valuation Adjustment (CVA)”. La medición del “Credit Valuation Adjustment (CVA)” / “Debt Valuation Adjustment (DVA)” se realiza basándose en la exposición potencial futura del instrumento (posición acreedora o deudora) y el perfil de riesgo de las contrapartes y el propio de ENDESA. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el valor de los ajustes realizados por el riesgo de contraparte “Credit Valuation Adjustment (CVA)” y por el riesgo de crédito propio “Debt Valuation Adjustment (DVA)” no han sido significativos. Conforme a los procedimientos antes descritos, ENDESA clasifica los diferentes instrumentos financieros de acuerdo a los niveles señalados en la Nota 3.2q (véase Nota 47). h.6. Contratos de garantía financiera. Los contratos de garantía financiera, entendiendo como tales las fianzas y avales concedidos por ENDESA a favor de terceros, se valoran inicialmente por su valor razonable que, salvo evidencia en contrario, es la prima recibida más, en su caso, el valor actual de los flujos de efectivo a recibir. Con posterioridad al reconocimiento inicial, los contratos de garantía financiera se valoran por la diferencia entre: − El importe del pasivo determinado de acuerdo con la política contable de provisiones (véase Nota 3.2m). − El importe del activo inicialmente reconocido, menos, cuando proceda, la parte del mismo imputada al Estado del Resultado Consolidado en función de un criterio de devengo. h.7. Bajas de activos y pasivos financieros. Los activos financieros se dan de baja del Estado de Situación Financiera cuando: − Los derechos contractuales a recibir flujos de efectivo relacionados con los mismos han vencido o se han transferido o, aun reteniéndolos, se han asumido obligaciones contractuales que determinan el pago de dichos flujos a uno o más beneficiarios; y, − ENDESA ha traspasado sustancialmente los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad o, si no los ha cedido ni retenido de manera sustancial, cuando no retenga el control del activo. ENDESA ha suscrito contratos de cesión de cuentas a cobrar durante los ejercicios 2021 y 2020, los cuales han sido considerados “factoring” sin recurso al haber traspasado los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los activos financieros cedidos (véanse Notas 16 y 33). Las transacciones en las que ENDESA retiene de manera sustancial todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de un activo financiero cedido se registran mediante el reconocimiento en cuentas de pasivo de la contraprestación recibida. Los gastos de la transacción se reconocen en el Estado del Resultado Consolidado siguiendo el método de la tasa de interés efectiva. Los pasivos financieros son dados de baja del Estado de Situación Financiera cuando se extinguen, es decir, cuando la obligación derivada del pasivo haya sido pagada, cancelada o bien haya expirado. h.8. Compensación de activos y pasivos financieros. Un activo financiero y un pasivo financiero son objeto de compensación cuando se tiene el derecho, exigible legalmente, de compensar los importes reconocidos y se tiene la intención de liquidar la cantidad neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente (véase Nota 45). Estos derechos sólo pueden ser legalmente exigibles en el curso normal de la actividad de la entidad, o bien en caso de incumplimiento, de insolvencia, o de quiebra de la contraparte. 39 h.9. Reclasificaciones de activos y pasivos financieros. Los activos financieros son objeto de reclasificación cuando se modifica el modelo de negocio para su gestión y el efecto en el Estado del Resultado y en el Estado de Otro Resultado Global se detalla a continuación: − Reclasificación de la categoría de coste amortizado a la categoría de valor razonable con cambios en el Estado del Resultado: la diferencia entre el valor razonable y el valor contable se registra en el Estado del Resultado. A partir de esa fecha, no se registran de forma separada los intereses del activo financiero. − Reclasificación de la categoría de valor razonable con cambios en el Estado del Resultado a la categoría de coste amortizado: el valor razonable en la fecha de reclasificación se considera el nuevo valor contable bruto, a los efectos de aplicar el método de la tasa de interés efectiva y del registro de las pérdidas crediticias. − Reclasificación de la categoría de coste amortizado a la categoría de valor razonable con cambios en el Estado de Otro Resultado Global: la diferencia entre el valor razonable y el valor contable se registra en el Estado de Otro Resultado Global. La tasa de interés efectiva y el registro de las pérdidas de crédito esperadas no se ajustan por la reclasificación. No obstante, el importe acumulado de las pérdidas de crédito esperadas se registra en el Estado de Otro Resultado Global. − Reclasificación de la categoría de valor razonable con cambios en el Estado de Otro Resultado Global a la categoría de coste amortizado: se registra por su valor razonable. El importe diferido en el Estado de Otro Resultado Global se ajusta del valor contable del activo. La tasa de interés efectiva y el registro de las pérdidas de crédito esperadas no se ajustan por la reclasificación. − Reclasificación de la categoría de valor razonable con cambios en el Estado del Resultado a valor razonable con cambios en el Estado de Otro Resultado Global: la tasa de interés efectiva y las pérdidas de crédito esperadas se determinan en la fecha de reclasificación por el valor razonable a esa fecha. − Reclasificación de la categoría de valor razonable con cambios en el Estado de Otro Resultado Global a la categoría de valor razonable con cambios en el Estado del Resultado: el importe diferido en patrimonio se reclasifica al Estado del Resultado Consolidado. A partir de esa fecha, no se registran de forma separada los intereses del activo financiero. Los pasivos financieros no son objeto de reclasificación. i) Inversiones contabilizadas por el método de participación. Las participaciones en Sociedades Asociadas y Negocios Conjuntos se registran siguiendo el método de participación. El método de participación consiste en registrar la participación en el Estado de Situación Financiera Consolidado por la fracción de su Patrimonio Neto que representa la participación de ENDESA en su capital, una vez ajustado, en su caso, el efecto de las transacciones realizadas con ENDESA, más las plusvalías tácitas que correspondan al fondo de comercio pagado en la adquisición de la sociedad. Si el importe resultante fuera negativo se deja la participación a cero en el Estado de Situación Financiera Consolidado a no ser que exista el compromiso por parte de ENDESA de reponer la situación patrimonial de la sociedad, en cuyo caso se dota la correspondiente provisión que se registra en el Pasivo no Corriente del Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 26). Los dividendos percibidos de estas sociedades se registran reduciendo el valor de la participación, y los resultados obtenidos por las mismas que corresponden a ENDESA conforme a su participación se incorporan al Estado del Resultado Consolidado en el epígrafe “Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación”. Tras la aplicación del método de participación, para aquellas participaciones cuyo valor incluya plusvalías tácitas derivadas del fondo de comercio pagado en la adquisición de la sociedad, o para las que sin darse esta situación puedan existir indicios de deterioro, se evalúa el valor recuperable de la participación y, si éste resulta inferior al valor contable, se reconoce un deterioro por la diferencia entre el valor recuperable de la Sociedad Asociada o Negocio Conjunto, y su valor contable. 40 Para evaluar el valor recuperable, se calcula el mayor entre el valor razonable menos los costes de venta de la participación de ENDESA en la empresa participada o el descuento de los flujos de caja futuros que se estima generará dicha sociedad, descontando de dicho importe la deuda a la fecha de cierre de los Estados Financieros, aplicando sobre dicho valor el porcentaje de participación de ENDESA en la sociedad. Si, como consecuencia de obligaciones legales o implícitas y una vez reducido el valor de la participación se produjesen pérdidas adicionales, éstas se reconocerán mediante el registro de un pasivo. En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las Sociedades Asociadas y Negocios Conjuntos de ENDESA a 31 de diciembre de 2021 y 2020. j) Existencias. Con carácter general, las existencias se valoran al precio medio ponderado de adquisición o al valor neto de realización si éste es inferior. j.1. Combustible nuclear. El coste de adquisición del combustible nuclear incluye los gastos financieros asignados a su financiación mientras se encuentra en curso. Los gastos financieros activados por este concepto han sido de 1 millón de euros en el ejercicio 2021 (1 millón de euros en el ejercicio 2020) (véase Nota 16). El combustible nuclear en curso se traspasa a explotación cuando es introducido en el reactor y se imputa al Estado del Resultado Consolidado en función de la capacidad energética consumida durante el periodo. j.2. Derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reduction Units (ERUs). Las sociedades de ENDESA que realizan emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) en su actividad de generación eléctrica deben entregar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), en concreto European Union Allowances (EUAs), equivalentes a las emisiones realizadas durante el ejercicio anterior. Adicionalmente, pueden utilizarse Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reduction Units (ERUs) para otros fines, como la compensación voluntaria de emisiones. El criterio para el reconocimiento de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reduction Units (ERUs) es el de su registro como existencias conforme al siguiente detalle: − Los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) mantenidos para la cobertura de las emisiones realizadas se valoran al precio medio ponderado de adquisición o al valor neto de realización, si éste último es inferior. − Los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) que se mantienen con el objetivo de trading constituyen una cartera de negociación y se registran por su valor razonable menos los costes de venta, con cambios en el Estado del Resultado Consolidado. k) Subvenciones de capital. Se reconocen cuando existe una razonable seguridad de que se cumplen las condiciones asociadas a las mismas. Estos importes se registran en el epígrafe “Subvenciones” del Estado de Situación Financiera Consolidado y se imputan a resultados en el epígrafe “Otros Ingresos de Explotación” del Estado del Resultado Consolidado en la vida útil del activo. l) Pasivos de contratos con clientes. l.1. Derechos por acometidas de extensión e Instalaciones cedidas de clientes. ENDESA recibe compensaciones establecidas legalmente por los importes desembolsados para la construcción o adquisición de determinadas instalaciones de inmovilizado o, en algunos casos, recibe 41 directamente la cesión de la instalación de acuerdo con la regulación en vigor. Los conceptos incluidos en este epígrafe son: − Las “Instalaciones Cedidas de Clientes”, que corresponden a la valoración realizada sobre las instalaciones de distribución cedidas por clientes y los ingresos recibidos por terceros, distintos a Organismos Oficiales, relacionados con instalaciones de nueva extensión necesarias para atender las solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes. − Los “Derechos por Acometidas de Extensión” asociados con las instalaciones de nueva extensión que la empresa distribuidora está obligada a realizar en función de la tensión y potencia solicitados, en el límite establecido legalmente y que son necesarias para hacer posibles los nuevos suministros y efectuar extensiones de la red de distribución existente. Estos “Derechos por Acometidas de Extensión” han sido regulados hasta el ejercicio 2000 inclusive por el Real Decreto 2949/1982, de 15 de octubre, desde el ejercicio 2001 por el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, y, desde el ejercicio 2013, por el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre. Tanto el activo material como el pasivo de contrato con clientes se registran por el valor razonable del activo en la fecha de cesión y se imputan en el Estado del Resultado Consolidado a lo largo de la vida útil del activo, compensando de esta forma el gasto por la dotación de la amortización. l.2. Otros pasivos de contratos con clientes. ENDESA presenta los contratos con clientes como un pasivo por contrato para reflejar en el Estado de Situación Consolidado la obligación de transferirle bienes o servicios por los cuales ha recibido una contraprestación del cliente (o por los cuales es exigible al cliente un importe en concepto de contraprestación). m) Provisiones. Los pasivos existentes a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado surgidos como consecuencia de sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios patrimoniales de probable materialización para ENDESA cuyo importe y momento de cancelación son inciertos, se registran en el Estado de Situación Financiera Consolidado como provisiones por el valor actual del importe más probable que se estima que ENDESA tendrá que desembolsar para cancelar la obligación. Asimismo, ENDESA mantiene provisiones para hacer frente a responsabilidades nacidas de litigios en curso y por indemnizaciones, así como por obligaciones, avales u otras garantías similares y otras constituidas en cobertura de riesgos. Las provisiones se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible en la fecha de la formulación de las Cuentas Anuales Consolidadas sobre las consecuencias del suceso en el que traen su causa y son reestimadas con ocasión de cada cierre contable. m.1. Provisiones por prestaciones al personal. Para los planes de prestación definida, las sociedades registran el gasto correspondiente a estas provisiones siguiendo el criterio del devengo durante la vida laboral de los empleados mediante la realización a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado de los oportunos estudios actuariales calculados aplicando el método de la unidad de crédito proyectada. Las provisiones por planes de prestación definida representan el valor actual de las provisiones devengadas una vez deducido el valor razonable de los activos aptos afectos a los distintos planes. Las pérdidas y ganancias actuariales surgidas en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos afectos a estos planes, se registran, netas de su efecto fiscal, directamente en el epígrafe “Otro Resultado Global” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado (véase Nota 35.1.7). Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo actuarial por los servicios prestados y los activos afectos al plan es positiva, esta diferencia se registra en el epígrafe “Provisiones no Corrientes: Provisiones por Prestaciones al Personal” del Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado, y si es negativa, en el epígrafe “Otros Activos no Corrientes” del Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado, en este último caso, siempre que dicha diferencia sea recuperable para ENDESA normalmente mediante deducción en las aportaciones futuras teniendo en cuenta las limitaciones establecidas por el párrafo 57 (b) 42 de la NIC 19 “Retribuciones a los Empleados” y por la CINIIF 14 “NIC 19 Límite de un Activo por Prestaciones Definidas, Obligación de Mantener un Nivel Mínimo de Financiación y su Interacción”. El efecto de la aplicación de este límite se registra, neto de su efecto fiscal, en el epígrafe “Otro Resultado Global” del Estado de Otro Resultado Global Consolidado (véanse Notas 35.1.7 y 38.1). Las contribuciones a planes de aportación definida se reconocen como gasto en el Estado del Resultado Consolidado conforme los empleados prestan sus servicios. Aquellos planes post-empleo que se encuentran íntegramente asegurados y en los que, por tanto, ENDESA ha transferido la totalidad del riesgo, se consideran como de aportación definida y en consecuencia, al igual que para éstos últimos, no se considera la existencia de pasivo actuarial ni de activos afectos. m.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla. ENDESA sigue el criterio de registrar las prestaciones por terminación o suspensión de empleo cuando existe un acuerdo con los trabajadores de forma individual o colectiva que permite a los mismos, de forma unilateral o por mutuo acuerdo con la empresa, causar baja en ENDESA o suspender temporalmente el contrato de trabajo, recibiendo a cambio una indemnización o contraprestación. En caso de que sea necesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la provisión en aquellas situaciones en las que ENDESA ha decidido que dará su consentimiento a la baja de los trabajadores y este consentimiento ha sido comunicado al trabajador individualmente o de forma colectiva a los representantes de los trabajadores. En todos los casos en que se registran estas provisiones existe una expectativa por parte de los trabajadores de que estas bajas se realizarán, una comunicación formal de la empresa al trabajador o a los representantes de los mismos y es improbable que se produzcan cambios significativos en el plan. ENDESA tiene vigentes planes de reducción de plantilla, los cuales se materializaron en los correspondientes expedientes de regulación de empleo aprobados por la Administración, o mediante acuerdos suscritos con la representación social de los trabajadores. Estos planes garantizan el pago de una indemnización o el mantenimiento de una percepción periódica durante el periodo de prejubilación o de suspensión del contrato de trabajo. ENDESA sigue el criterio de registrar la totalidad del gasto correspondiente a estos planes en el momento en que surge la obligación, entendiendo como tal el momento en que la empresa no tiene capacidad de evitar su desembolso, en función de los compromisos adquiridos con el trabajador o con los representantes sociales de los mismos. Estos importes se determinan mediante la realización, en su caso, de los oportunos estudios actuariales para el cálculo de la obligación actuarial al cierre del periodo. Las diferencias actuariales positivas o negativas puestas de manifiesto son reconocidas en el Estado del Resultado Consolidado. m.3. Provisión para cubrir el coste de las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ). Las sociedades de ENDESA que realizan emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) en su actividad de generación eléctrica deben entregar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), equivalentes a las emisiones realizadas durante el ejercicio anterior. Adicionalmente, las sociedades pueden utilizar “Certified Emission Reductions” (CERs) o “Emission Reduction Units” (ERUs) para compensaciones voluntarias. La obligación de entrega de derechos por las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) realizadas durante el ejercicio se registra como provisiones corrientes en el epígrafe “Otras Provisiones Corrientes” del Estado de Situación Financiera Consolidado, habiéndose registrado el coste correspondiente en el epígrafe “Otros Aprovisionamientos Variables y Servicios” del Estado del Resultado Consolidado (véanse Notas 10.3 y 38.3, respectivamente). Esta obligación se valora por el mismo importe por el que están registrados los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), destinados a entregarse para cubrir esta obligación en el epígrafe “Existencias” del Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 3.2j.2). Si ENDESA no posee a la fecha del Estado de Situación Financiera Consolidado todos los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), Certified Emission Reductions (CERs) o Emission Reduction Units (ERUs) que requiera, el coste y la provisión se registran por esta parte considerando la mejor estimación del precio que ENDESA deberá pagar para adquirirlos. Cuando no exista una estimación más adecuada, el precio estimado de adquisición de los derechos que no están en posesión de ENDESA es el precio de mercado a la fecha de cierre del Estado de Situación Financiera Consolidado. 43 m.4. Provisiones por costes de cierre de las instalaciones. ENDESA registra los costes en los que deberá incurrir para acometer los trabajos de desmantelamiento de algunas de sus centrales, así como de determinadas instalaciones de distribución de electricidad (véanse Notas 3.2b, 3.2c y 38.3). La variación de la provisión originada por su actualización financiera se registra con cargo al epígrafe “Gastos Financieros” del Estado del Resultado Consolidado (véase Nota 16). Las tasas de interés aplicadas para la correspondiente actualización, dependiendo de la vida útil restante del activo asociado, se han situado en los siguientes rangos: % 2021 2020 Tasa de Actualización Financiera 0,0 – 0,5 0,0 - 1,1 m.5. Contratos onerosos. En el caso de que existan contratos en los que los costes inevitables de cumplir con las obligaciones que conllevan exceden a los beneficios económicos que se espera recibir de ellos (contratos onerosos), ENDESA sigue el criterio de registrar una provisión por el valor presente de la diferencia entre los costes y beneficios previstos del contrato. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no se ha dotado provisión alguna por contratos onerosos. n) Conversión de saldos en moneda extranjera. Las operaciones realizadas en moneda distinta de la funcional de cada sociedad se registran en la moneda funcional a los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las diferencias que se producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra en vigor a la fecha de cobro o pago se registran como resultados financieros en el Estado del Resultado Consolidado (véase Nota 16). Asimismo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar a la fecha de cierre en moneda distinta de la funcional en la que están denominados los Estados Financieros de las sociedades que forman parte del perímetro de consolidación se realiza a tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas se registran como resultados financieros en el Estado del Resultado Consolidado (véase Nota 16). ñ) Clasificación de saldos no corrientes y corrientes. En el Estado de Situación Financiera Consolidado los saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a 12 meses y como no corrientes los de vencimiento superior a dicho periodo. En el caso de aquellas obligaciones cuyo vencimiento sea a corto plazo, pero sobre las que existe la expectativa y además la facultad, a discreción de ENDESA, de refinanciación a largo plazo mediante pólizas de crédito disponibles de forma incondicional e inmediata, de acuerdo con las condiciones de financiación existentes, y cuya exigibilidad supera los 12 meses a partir de la fecha de cierre de los Estados Financieros Consolidados, se clasifican como pasivos no corrientes. Estos saldos ascienden a 33 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (33 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 43.4.1). o) Impuesto sobre Sociedades. En el ejercicio 2021 existen 2 Grupos de Consolidación Fiscal en ENDESA: − Todas las entidades sobre las que ENEL, S.p.A. (sociedad italiana cabecera del Grupo ENEL) ostenta una participación de, al menos, el 75% o del 70% (caso de entidades participadas cotizadas o filiales de éstas) y que cumplen los requisitos exigidos al efecto por la normativa reguladora de la tributación sobre el beneficio consolidado de los Grupos de sociedades, se integran en el Grupo Consolidado Fiscal cuya Sociedad Dominante es ENEL, S.p.A. y su representante en España es ENEL Iberia, S.L.U. 44 El número de sociedades que componen el Grupo Consolidado Fiscal con número 572/10 a 31 de diciembre de 2021 es de 66 (67 sociedades a 31 de diciembre de 2020) y son las que se detallan a continuación: ENEL Iberia, S.L.U. ENDESA Generación, S.A.U. Guadarranque Solar 4, S.L.U. ENDESA, S.A. ENDESA Generación II, S.A.U. Hidroeléctrica de Catalunya, S.L.U. Aragonesa de Actividades Energéticas, S.A.U. ENDESA Generación Nuclear, S.A.U. Navalvillar Solar, S.L.U. Aranort Desarrollos, S.L.U. ENDESA Ingeniería, S.L.U. Olivum PV Farm 01, S.L.U. Baikal Enterprise, S.L.U. ENDESA Medios y Sistemas, S.L.U. Pampinus PV Farm 01, S.L.U. Baleares Energy, S.L.U. ENDESA Operaciones y Servicios Comerciales, S.L.U. Parque Eólico A Capelada, S.L.U. Baylio Solar, S.L.U. ENDESA Red, S.A.U. Parque Eólico Muniesa, S.L.U. Bogaris PV1, S.L.U. ENDESA X Servicios, S.L.U. Parque Eólico Tico, S.L.U. Castiblanco Solar, S.L.U. ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) Promociones Energéticas del Bierzo, S.L.U. Dehesa de los Guadalupes Solar, S.L.U. Energía Eólica Alto del Llano, S.L.U. Renovables Andorra, S.L.U. Dehesa PV Farm 03, S.L.U. Energía Neta Sa Caseta Llucmajor, S.L.U. Renovables La Pedrera, S.L.U. Dehesa PV Farm 04, S.L.U. Energía XXI Comercializadora de Referencia, S.L.U. Renovables Mediavilla, S.L.U. Distribuidora de Energía Eléctrica del Bages, S.A. Energías de Aragón I, S.L.U. Renovables Teruel, S.L.U. Distribuidora Eléctrica del Puerto de la Cruz, S.A.U. Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U. Seguidores Solares Planta 2, S.L.U. Edistribución Redes Digitales, S.L.U. Envatios Promoción I, S.L.U. Tico Solar 1, S.L.U. Eléctrica de Jafre, S.A. Envatios Promoción II, S.L.U. Tico Solar 2, S.L.U Eléctrica del Ebro, S.A.U. Envatios Promoción III, S.L.U. Torrepalma Energy 1, S.L.U. Emintegral Cycle, S.L.U. Envatios Promoción XX, S.L.U. Unión Eléctrica de Canarias Generación, S.A.U. Empresa Carbonífera del Sur, S.A.U. Eólica del Cierzo, S.L.U. Valdecaballero Solar, S.L.U. ENDESA Capital, S.A.U. Eólica del Principado, S.A.U. Xaloc Solar, S.L.U. ENDESA Energía, S.A.U. Fotovoltaica Yunclillos, S.L.U. ENDESA Energía Renovable, S.L.U. Furatena Solar 1, S.L.U. ENDESA Financiación Filiales, S.A.U. Gas y Electricidad Generación, S.A.U. − Tras la toma de control por parte de ENDESA de la sociedad Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A., sobre la que, a 31 de diciembre de 2021, ostenta una participación del 96,42% del capital social, se incorporó el Grupo Consolidado Fiscal con número 21/02 compuesto por las 3 sociedades siguientes: Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. (como Sociedad Dominante y representante del Grupo Consolidado Fiscal), Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Distribución, S.A.U. y Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia, S.A.U. El resto de las Sociedades Dependientes de ENDESA presenta individualmente sus declaraciones de impuestos de acuerdo con las normas fiscales aplicables en cada país. Durante el ejercicio 2021 ENDESA ha adquirido las participaciones detalladas en la Nota 7.1. El 1 de enero de 2022 las sociedades que cumplan los requisitos exigidos por la normativa reguladora de la tributación sobre el beneficio consolidado de los Grupos de sociedades se integrarán en el Grupo de Consolidación Fiscal al que pertenece ENDESA. El gasto por Impuesto sobre Sociedades del ejercicio se determina como la suma del impuesto corriente de las distintas sociedades que resulta de la aplicación del tipo de gravamen sobre la base imponible del ejercicio, una vez aplicadas las deducciones fiscalmente admisibles, más la variación de los activos y pasivos por impuestos diferidos y créditos fiscales, tanto por bases imponibles negativas como por deducciones. Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos 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. El Impuesto sobre Sociedades y las variaciones en los impuestos diferidos de activo o pasivo que no provengan de combinaciones de negocios se registran en el Estado del Resultado Consolidado o en las cuentas de Patrimonio Neto del Estado de Situación Financiera Consolidado en función de dónde se hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo hayan originado. Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales se reconocen únicamente cuando se considera probable que las sociedades consolidadas vayan a disponer de ganancias fiscales futuras suficientes para recuperar las deducciones por diferencias temporarias y hacer efectivos los créditos fiscales. Se reconocen pasivos por impuestos diferidos para todas las diferencias temporarias. Las deducciones de la cuota originadas por hechos económicos acontecidos 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. 45 Asimismo, ENDESA refleja el efecto de la incertidumbre en los tratamientos fiscales inciertos al determinar la ganancia o pérdida fiscal, las bases fiscales, las pérdidas fiscales o créditos fiscales no utilizados o los tipos impositivos correspondientes. Para ello evalúa si considerar cada tratamiento impositivo incierto por separado o en conjunto con uno u otros tratamientos impositivos inciertos, para determinar el enfoque que mejor prediga la resolución de la incertidumbre. Cuando se concluye que no es probable que la autoridad tributaria acepte un tratamiento fiscal incierto ENDESA refleja el efecto de la incertidumbre utilizando generalmente el método importe más probable, esto es, el importe único más probable dentro de un abanico de resultados posibles. La presentación de los pasivos o activos relacionados con tratamientos fiscales inciertos se presentan como activos o pasivos fiscales corrientes o diferidos (véanse Notas 25.1 y 41). En cada cierre contable se revisan los impuestos diferidos, tanto activos como pasivos, registrados con objeto de comprobar que se mantienen vigentes, efectuándose las oportunas correcciones a los mismos de acuerdo con el resultado del citado análisis. Según establece la legislación vigente, los impuestos no pueden considerarse definitivamente liquidados hasta que las declaraciones presentadas hayan sido inspeccionadas por las autoridades fiscales o haya transcurrido el plazo de prescripción de 4 años. A 31 de diciembre de 2021, son susceptibles de comprobación administrativa los siguientes ejercicios: 31 de Diciembre de 2021 Grupo Consolidado Fiscal del Impuesto sobre Sociedades (n.º 572/10) 2006, 2019 y siguientes Grupo Consolidado Fiscal del Impuesto sobre Sociedades (n.º 21/02) 2017 y siguientes Resto de sociedades dependientes de ENDESA 2017 y siguientes Durante el ejercicio 2021 la Agencia Tributaria ha concluido el proceso de comprobación e investigación general, iniciado en el ejercicio 2019, del Grupo de Consolidación Fiscal con número 572/10 del Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2015 a 2017 (ampliado al ejercicio 2018 durante el ejercicio 2020) y del Grupo de Consolidación Fiscal con número 45/10 del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) y las Retenciones de los ejercicios 2015 a 2018 (véase Nota 53). p) Reconocimiento de ingresos y gastos. p.1. Ingresos ordinarios procedentes de contratos con clientes. I. Criterio general de reconocimiento de ingresos. Como criterio general, ENDESA reconoce los ingresos de sus actividades ordinarias a medida que se produce la entrega de los bienes o prestación de los servicios comprometidos contractualmente con sus clientes durante la vida del contrato y por el importe de la contraprestación a la que espera tener derecho a cambio de dichos bienes o servicios. En particular, ENDESA sigue las siguientes etapas para el reconocimiento de los ingresos ordinarios procedentes de contratos con clientes: − Identificación del contrato con el cliente: para identificar un contrato ENDESA evalúa que las partes hayan aprobado el contrato y se comprometan a cumplir con sus respectivas obligaciones, identificando los derechos de cada una de las partes, las condiciones de pago en relación con los bienes o servicios a transferir, y evaluando que el contrato tenga naturaleza comercial y sea probable que se vaya a cobrar la contraprestación a que tendrá derecho a cambio de los bienes o servicios que se transferirán al cliente. − Identificación de las obligaciones de ejecución del contrato: al comienzo del contrato, ENDESA evalúa los bienes o servicios prometidos en un contrato con un cliente e identifica como obligación de ejecución cada promesa de transferir al cliente: a) Un bien, servicio o un grupo de bienes o servicios diferenciados; o b) Una serie de bienes o servicios diferenciados que sean prácticamente iguales y que se atengan al mismo patrón de transferencia al cliente. 46 Un bien o servicio prometido a un cliente está diferenciado si se cumplen los 2 criterios siguientes: 1) El cliente puede disfrutar del bien o servicio por sí sólo o junto con otros recursos de los que puede disponer fácilmente; y 2) El compromiso de ENDESA de transferir el bien o servicio al cliente es identificable por separado de otros compromisos contenidos en el contrato. − Determinación del precio de la transacción: se determina como el importe de la contraprestación a la que espera tener derecho a cambio de transferir los bienes o servicios comprometidos con el cliente excluyendo los importes cobrados por cuenta de terceros y puede incluir importes fijos o variables, tales como descuentos, reembolsos, abonos, incentivos, bonificaciones y otros conceptos similares. − Cuando el precio de la transacción incluye una contraprestación variable ENDESA estima inicialmente el importe de la contraprestación a la cual tendrá derecho, utilizando el método del valor esperado o bien el importe más probable, e incluyendo todo o parte del importe de la contraprestación variable sólo en la medida en que sea altamente probable que no ocurra una reversión significativa del importe de ingresos ordinarios acumulados reconocido cuando, posteriormente, se resuelva la incertidumbre sobre la contraprestación variable. − En la estimación del precio de la transacción también se tiene en cuenta el valor temporal del dinero, si se considera que existe un componente de financiación significativo, así como contraprestaciones distintas al efectivo y otras contraprestaciones a pagar al cliente. − Asignación del precio de la transacción entre las obligaciones de ejecución del contrato: ENDESA distribuye el precio de la transacción de forma que a cada obligación de ejecución identificada en el contrato se le asigna un importe que represente la contraprestación que obtendrá a cambio de transferir al cliente el bien o servicio comprometido en dicha obligación de ejecución. Esta asignación se hace proporcionalmente y basándose en los correspondientes precios de venta independiente de los bienes y servicios objeto de cada obligación de ejecución. La mejor evidencia de los precios de venta independientes es su precio observable, cuando estos bienes o servicios se venden de forma separada en circunstancias similares. Cuando no se dispone de dicho precio, ENDESA estima el importe mediante un enfoque que maximice el uso de los datos observables, como, por ejemplo, una valoración ajustada partiendo de un precio de mercado, un coste esperado más un margen o utilizando un enfoque residual. − Cuando el contrato incluye más de un bien o servicio diferenciado y se concede un descuento sobre el precio total, salvo que se tenga una mayor evidencia observable de que el descuento es aplicable en su totalidad a una obligación de ejecución, el descuento se reparte proporcionalmente entre todas las obligaciones de ejecución. − Reconocimiento del ingreso a medida que se cumple con las obligaciones de ejecución: ENDESA reconoce como ingreso el importe del precio de la transacción asignado a una obligación de ejecución a medida que satisface esta obligación mediante la transferencia al cliente de los bienes o servicios comprometidos. Para ello, ENDESA determina si se satisface la obligación de ejecución a lo largo del tiempo o en un momento determinado: a) Una obligación se satisface a lo largo del tiempo si se cumplen los siguientes criterios: o El cliente recibe y consume de forma simultánea los beneficios proporcionados por la actividad de ENDESA a medida que ésta la lleva a cabo. o ENDESA produce o mejora un activo que el cliente controla a medida que el activo se produce o mejora. o ENDESA produce un activo específico para el cliente, al que no puede darle un uso alternativo, y tiene un derecho exigible al cobro de la actividad realizada hasta el momento. Si la obligación de ejecución se cumple a lo largo del tiempo, ENDESA reconoce los ingresos correspondientes a medida que la satisface, para lo que mide el grado de avance de ejecución de cada obligación identificada. 47 b) Si una obligación no reúne las condiciones para que se cumpla a lo largo del tiempo, se evalúan los siguientes indicadores para determinar que el control del activo se ha transferido al cliente: o ENDESA ha transmitido la posesión física del activo; o ENDESA tiene derecho a exigir un pago por el activo; o El cliente ha aceptado el activo; o El cliente tiene los riesgos y beneficios significativos inherentes a la titularidad del activo; y o El cliente tiene la titularidad legal del activo. Si la obligación de ejecución se cumple en una fecha concreta, ENDESA reconoce los ingresos correspondientes. En el caso de que las partes acuerden una modificación del contrato, ENDESA contabiliza dicha modificación como un contrato separado si se cumplen las 2 condiciones siguientes: − El alcance del contrato se incrementa debido a la incorporación de bienes o servicios comprometidos que son distintos; y − El precio del contrato se incrementa por un importe de la contraprestación que refleja los precios de venta independientes de los bienes o servicios prometidos adicionales. En caso contrario, la modificación contractual se trata como un ajuste al contrato original, de tal modo que, cuando la modificación consista en nuevos bienes o servicios distintos y no a su precio de venta habitual, se cancela el contrato anterior y se crea un nuevo contrato, mientras que si la modificación consiste en nuevos bienes o servicios que no sean distintos, se procede a realizar una reevaluación del contrato existente. ENDESA presenta los contratos con clientes en el Estado de Situación Financiera Consolidado como un activo o un pasivo dependiendo de la relación entre el desempeño realizado por ENDESA y el pago efectuado por el cliente: − El contrato con el cliente se presenta como un pasivo del contrato cuando el cliente ha pagado una contraprestación, antes de que hayan sido transferidos los bienes o servicios al cliente, de forma que exista la obligación por parte de ENDESA de transferir los bienes o servicios al cliente por los cuales ha recibido ya una contraprestación. − El contrato con el cliente se presenta como un activo del contrato cuando ENDESA ha realizado el desempeño mediante la transferencia de bienes o servicios al cliente antes de que el cliente haya entregado la contraprestación, de forma que ENDESA tiene el derecho a la contraprestación a cambio de los bienes o servicios que ha transferido al cliente. ENDESA excluye de este importe los importes presentados como cuentas a cobrar. II. Criterios específicos de reconocimiento de ingresos por Segmentos. − Segmento de Generación y Comercialización. o Ventas de electricidad y gas: se registran como ingreso en la fecha en que son entregadas al cliente, en función de las cantidades suministradas durante el periodo, aun cuando no hayan sido facturadas y de acuerdo al precio unitario que se establece en el contrato. Por lo tanto, los ingresos incluyen la estimación de la energía suministrada aún no leída en los contadores del cliente (véase Nota 33). En los contratos de ventas de electricidad y gas con clientes los bienes comprometidos se identifican como una única obligación de desempeño, al corresponder a una serie de bienes distintos que son sustancialmente iguales y cuyo patrón de transferencia es el mismo. Esta obligación de desempeño se satisface y se reconoce como ingresos de actividades ordinarias a lo largo del tiempo. El método de reconocimiento de ingresos aplicado a este tipo de transacciones, es el método basado en el producto en concreto el de unidades entregadas al ser el mejor método para medir el valor para el cliente de los bienes transferidos. La contraprestación a recibir por el suministro de energía se valorará en función del precio fijado en el contrato con el cliente por la energía suministrada en cada momento del tiempo. 48 Cuando los contratos con clientes tienen varias obligaciones de desempeño, el precio de la transacción se asigna a cada obligación de desempeño basándose en el precio de venta independiente de cada obligación de desempeño determinado al comienzo del contrato. El precio de venta independiente se estima en función de los precios observables en transacciones de venta del bien cuando se vende de forma separada en circunstancias similares y a clientes parecidos. La metodología empleada para estimar la energía suministrada a clientes pendientes de facturar es como sigue: o Los ingresos de la energía suministrada aún no leída en los contadores del cliente se basan en estimaciones de la cantidad de energía suministrada y de todos los componentes habituales del precio para cada tipología de cliente. o La cantidad de energía suministrada (GWh) se estima a partir de los siguientes parámetros: i. Las compras de energía efectuadas al mercado durante ese período de tiempo, en barras de central (bc), siendo éste un dato conocido a través de las órdenes efectuadas; ii. La estimación de pérdidas de energía por transporte y distribución en base a parámetros establecidos que se actualizan continuamente con la última información real disponible; iii. El volumen real de energía facturado a clientes. La diferencia entre la estimación de energía total suministrada (i) – (ii) y la energía ya facturada (iii) se corresponde con la cantidad de energía pendiente de facturar. o Por lo que respecto al precio (€/GWh), se estima a partir de los siguientes componentes: i. El coste de la energía, que se corresponde con las compras efectuadas al mercado en ese periodo de tiempo, incluyendo todos los componentes, más una estimación de los desvíos por el perfilado de consumo de los clientes; ii. Los costes de transporte y distribución, en base a las tarifas de acceso, y iii. El margen asociado a cada uno de los distintos productos que tienen contratados los clientes en función de los parámetros definidos en su contrato y para los distintos productos en catálogo. o Ventas de electricidad en el mercado mayorista: se reconocen como ingresos en la fecha en que se entregan, en función de la electricidad entregada y servicios complementarios suministrados. En las ventas de electricidad en el mercado mayorista los bienes comprometidos se identifican como una única obligación de desempeño, al corresponder a una serie de bienes distintos que son sustancialmente iguales y cuyo patrón de transferencia es el mismo. Esta obligación de desempeño se satisface y se reconoce como ingresos de actividades ordinarias a lo largo del tiempo. o La actividad de generación a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos tiene un régimen retributivo especial establecido por el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el cual se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, que le permite percibir ingresos adicionales al precio medio peninsular para garantizarle una rentabilidad razonable y poder competir con el resto de tecnologías en condiciones de igualdad (véase Nota 6). Estos ingresos se registran a medida que se transfieren las ventas de energía al mercado dado que esta retribución adicional complementa los ingresos del mercado eléctrico para alcanzar la rentabilidad razonable fijada. Asimismo, el artículo 22 de dicho Real Decreto incorpora un mecanismo denominado “Valor de los Ajustes por Desviaciones en el Precio de Mercado” que ajusta los precios de venta de electricidad estimados por el regulador al inicio del semiperiodo regulatorio, y que han sido considerados en la determinación de la retribución específica, con los precios reales de mercado resultantes en cada semiperiodo, de modo que anualmente se genera, un saldo positivo o negativo, que se incorpora en la siguiente revisión de parámetros retributivos del siguiente 49 semiperiodo regulatorio, y que se compensará durante el resto de la vida útil de la instalación a través de una mayor o menor retribución específica. Conforme a lo establecido en el artículo 22 de dicho Real Decreto, con carácter general, ENDESA registra cada una de las desviaciones del mercado, positivas y negativas, que surgen al amparo del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. o Generación en los Territorios No Peninsulares (TNP): su retribución es regulada (véase Nota 6), en función básicamente del funcionamiento y disponibilidad de las instalaciones, percibiéndose parte de dicha retribución con la valoración de la energía vendida al precio medio peninsular, y el resto, hasta alcanzar la remuneración establecida, por las liquidaciones practicadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Estos ingresos se reconocen en la fecha en que se realizan las ventas de electricidad. − Segmento de Distribución. o Ingresos regulados por la actividad de distribución de electricidad: se registran conforme al marco regulatorio del Sector Eléctrico en España que establece anualmente la retribución mediante Orden Ministerial (véase Nota 6) y se reconocen a lo largo del tiempo. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) es la encargada de liquidar la retribución reconocida a las empresas distribuidoras de energía eléctrica. III. Principal versus agente. Cuando un tercero está involucrado en proporcionar bienes o servicios a un cliente, ENDESA analiza si la naturaleza de su compromiso es una obligación de ejecución consistente en proporcionar los bienes o servicios por sí misma al cliente (ENDESA actúa como principal) o bien su compromiso es organizar para el tercero el suministro de esos bienes o servicios (ENDESA actúa como agente). Cuando ENDESA actúa como principal, reconoce los ingresos ordinarios por el importe bruto de la contraprestación a la que espera tener derecho a cambio de los bienes o servicios transferidos, mientras que cuando actúa como agente, reconoce los ingresos ordinarios por el importe de cualquier pago o comisión a la que espere tener derecho a cambio de organizar para la otra parte la provisión de sus bienes o servicios. p.2. Otros ingresos y gastos. Los ingresos y gastos por intereses se contabilizan aplicando el método de la tasa de interés efectiva aplicable al principal pendiente de amortizar durante el periodo de devengo correspondiente. Los dividendos percibidos de instrumentos de patrimonio se reconocen como ingreso, en la fecha en que nace el derecho a percibirlos, en el Estado del Resultado Consolidado. ENDESA registra por el importe neto los contratos de compra o venta de elementos no financieros que se liquidan por el neto en efectivo o en otro instrumento financiero. Los contratos que se han celebrado y se mantienen con el objetivo de recibir o entregar dichos elementos no financieros se registran de acuerdo con los términos contractuales de la compra, venta o requerimientos de utilización esperados por la entidad. Los gastos se reconocen atendiendo a su devengo, de forma inmediata en el supuesto de desembolsos que no vayan a generar beneficios económicos futuros o cuando no cumplen los requisitos necesarios para registrarlos contablemente como activo. q) Medición del valor razonable. El valor razonable se define como el precio que se recibiría por la venta de un activo o que se pagaría por transferir un pasivo, en una transacción ordenada entre participantes del mercado, en la fecha de valoración. La valoración se realiza partiendo de la premisa de que la transacción se realiza en el mercado principal, es decir, el mercado de mayor volumen o actividad del activo o pasivo. En ausencia de un mercado principal, se asume que la transacción se lleva a cabo en el mercado más ventajoso, es decir, el que maximiza la cantidad recibida por vender el activo o que minimiza la cantidad a pagar para transferir el pasivo. 50 El valor razonable del activo o pasivo se determina aplicando las hipótesis que los participantes en el mercado emplearían a la hora de fijar el precio del activo o pasivo, suponiendo que los participantes en el mercado actúan en su mejor interés económico. Los participantes en el mercado son independientes entre sí, están informados, pueden celebrar una transacción con el activo o pasivo y están motivados a efectuar la transacción pero no obligados ni forzados de algún otro modo a realizarla. Los activos y pasivos valorados a valor razonable pueden ser clasificados en los siguientes niveles (véase Nota 47): − Nivel 1: El valor razonable se calcula tomando en consideración precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos. − Nivel 2: El valor razonable se calcula tomando en consideración variables distintas a los precios cotizados incluidos en el Nivel 1 que sean observables en el mercado para el activo o pasivo, directa o indirectamente. Los métodos y las hipótesis utilizadas para determinar los valores razonables de este Nivel, por clase de activos o pasivos, tienen en consideración la estimación de los flujos de caja futuros y descontados al momento actual con las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa del último día hábil de cada cierre y, dicho importe, se convierte en euros teniendo en consideración el tipo de cambio del último día hábil de cada cierre. Todas las valoraciones descritas se realizan a través de herramientas internas. − Nivel 3: El valor razonable se calcula tomando en consideración variables, utilizadas para el activo o pasivo, que no estén basadas en datos de mercado observables. Para la medición de activos y pasivos a valor razonable, ENDESA utiliza técnicas de valoración adecuadas a las circunstancias y para las que se dispone de datos suficientes para calcular el valor razonable, maximizando el uso de variables observables relevantes y minimizando el uso de variables no observables. r) Beneficio (pérdida) por acción. El beneficio neto por acción básico se calcula como el cociente entre el beneficio neto del periodo atribuible a la Sociedad Dominante y el número medio ponderado de acciones ordinarias de la misma en circulación durante dicho periodo, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominante propiedad de ENDESA. Los beneficios netos por acción básicos de Actividades Continuadas e Interrumpidas se calculan como el cociente entre el resultado después de impuestos de las Actividades Continuadas e Interrumpidas, respectivamente, deducida la parte del mismo correspondiente a las Participaciones no Dominantes, y el número medio ponderado de acciones ordinarias de la Sociedad Dominante en circulación durante dicho periodo, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominante propiedad de ENDESA. Durante los ejercicios 2021 y 2020 ENDESA no ha realizado ningún tipo de operación de potencial efecto dilutivo que suponga un beneficio por acción diluido diferente del beneficio básico por acción (véanse Notas 19, 35.1.8 y 35.1.12). s) Dividendos. Los dividendos a percibir se reconocen cuando se genera el derecho a percibirlos. Los dividendos a pagar se registran como menor “Patrimonio Neto” en la fecha de su aprobación por el órgano competente, que normalmente es el Consejo de Administración en el caso de los dividendos a cuenta, y la Junta General de Accionistas para los dividendos contra reservas o complementarios (véase Nota 35.1.10). t) Sistemas de retribución basados en acciones. ENDESA ha concedido a algunos empleados de su Grupo empresarial, que ocupan cargos de mayor responsabilidad, planes de remuneración basados en instrumentos de patrimonio, dónde, a cambio de los servicios que prestan, ENDESA les liquida con instrumentos de patrimonio propio. Asimismo, estos planes también se combinan con liquidaciones en efectivo cuyo importe está basado en el valor de instrumentos de patrimonio propio (véase Nota 49.3.5). 51 ENDESA reconoce, los servicios recibidos de los empleados propios como “Gastos de Personal” en el Estado del Resultado Consolidado, en el momento de su obtención y, por otro lado, el correspondiente incremento en el Patrimonio Neto dentro del epígrafe “Otros Instrumentos de Patrimonio Neto” del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado si la transacción se liquida con instrumentos de patrimonio, o el correspondiente pasivo dentro del epígrafe “Provisiones no Corrientes” del Estado de Situación Financiera si la transacción se liquida en efectivo con un importe que esté basado en el valor de los instrumentos de patrimonio. En las transacciones en las que es necesario completar un determinado periodo de servicios, el reconocimiento se efectúa a medida que tales servicios son prestados a lo largo del citado periodo. En las transacciones con los empleados que se liquiden con instrumentos de patrimonio, tanto los servicios prestados como el incremento en el Patrimonio Neto a reconocer se valorarán por el valor razonable de los instrumentos de patrimonio cedidos, referido a la fecha del acuerdo de concesión. Una vez reconocidos los bienes y servicios recibidos, de acuerdo con lo establecido en los párrafos anteriores, así como el correspondiente incremento en el Patrimonio Neto, no se realizarán ajustes adicionales al Patrimonio Neto tras la fecha de irrevocabilidad. En las transacciones que se liquiden en efectivo, los bienes o servicios recibidos y el pasivo a reconocer se valorarán al valor razonable del pasivo, referido a la fecha en la que se cumplan los requisitos para su reconocimiento. Posteriormente, y hasta su liquidación, el pasivo correspondiente se valorará, por su valor razonable en la fecha de cierre de cada ejercicio, imputándose en el Estado del Resultado Consolidado cualquier cambio de valoración ocurrido durante el ejercicio. El valor razonable se determina por referencia al valor de mercado de las acciones en la fecha de concesión, deducidos los dividendos estimados a los que el empleado no tiene derecho, durante el periodo de desempeño (véase Nota 49.3.5). u) Acciones en patrimonio propias. Las acciones propias que adquiere ENDESA durante el ejercicio se registran, por el valor de la contraprestación entregada a cambio, directamente como menor valor del Patrimonio Neto en el epígrafe “Acciones en Patrimonio Neto” del Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 35.1.8). Los resultados derivados de la compra y venta de los instrumentos de patrimonio propio, se reconocen directamente en Patrimonio Neto, sin que en ningún caso se registre resultado alguno en el Estado del Resultado Consolidado. v) Estado de flujos de efectivo. El Estado de Flujos de Efectivo recoge los movimientos de tesorería realizados durante el ejercicio tanto por las Actividades Continuadas como Interrumpidas calculados por el método indirecto (véase Nota 48). En estos Estados de Flujos de Efectivo se utilizan las siguientes expresiones en el sentido que figura a continuación: − Flujos de Efectivo: entradas y salidas de efectivo o de otros medios líquidos equivalentes, entendiendo por éstos las inversiones a plazo inferior a 3 meses de gran liquidez y bajo riesgo de alteraciones en su valor (véase Nota 3.2h.2). − Actividades de Explotación: son las actividades que constituyen la principal fuente de ingresos ordinarios de ENDESA, así como otras actividades que no puedan ser calificadas como de inversión o financiación. Recogen, entre otros, los dividendos recibidos así como los cobros y pagos de intereses. − Actividades de Inversión: las de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos no corrientes y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes. Los flujos netos de las actividades de inversión incluyen los correspondientes a la pérdida y obtención del control sobre las Empresas del Grupo. − Actividades de Financiación: actividades que producen cambios en el tamaño y composición del Patrimonio Neto y de los pasivos de carácter financiero. Los flujos netos de las actividades de financiación recogen los dividendos pagados. 52 4. Nuevas normas contables, modificaciones e interpretaciones. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas se han aprobado por la Unión Europea (UE) las siguientes normas, modificaciones a normas e interpretaciones, que han sido aplicadas por primera vez en las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021: La aplicación de estas modificaciones y reforma no han tenido un efecto significativo en los Estados Financieros Consolidados correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021. La información relativa a normas contables de futura aplicación se incluye en la Nota 54. En conjunto, en el ejercicio 2021 los efectos de la crisis sanitaria no han tenido un impacto significativo en el resultado bruto de explotación (EBITDA) ni en el resultado de explotación (EBIT) (aproximadamente 120 millones de euros y 170 millones de euros, negativos, respectivamente, en el ejercicio 2020, adicionales a los gastos devengados por el Plan de Responsabilidad Pública por importe de 25 millones de euros). 5. Información sobre cuestiones no financieras. 5.1. Crisis sanitaria COVID-19. ENDESA realiza una supervisión constante de la evolución de la pandemia COVID-19 y monitoriza los cambios en las variables macroeconómicas, financieras y comerciales, así como las medidas normativas en vigor, al objeto de actualizar la estimación de los posibles impactos en los Estados Financieros Consolidados, en línea con las recomendaciones del “European Securities and Markets Authority” (ESMA) y la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica a las que se dedican las sociedades de ENDESA han sido ratificadas como actividades esenciales y se desarrollan bajo marcos específicos. Es por ello que ENDESA, a pesar de la situación provocada por la pandemia COVID-19, ha continuado desarrollando su actividad, sin que se hayan producido acontecimientos significativos que hayan afectado al principio de empresa en funcionamiento. Dichos impactos se detallan en las siguientes Notas de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021: Aspectos Notas Contenido Empresa en Funcionamiento 44.4 Impacto de la crisis sanitaria en las actividades que desarrollan las sociedades del Grupo. Test de Deterioro 3.2f.5 Análisis de sensibilidad. Arrendamientos 21 Efecto de la crisis sanitaria en los contratos de arrendamiento suscritos. Inversiones 20.1 y 23.1 Impacto de la crisis sanitaria en el desarrollo del plan de inversiones. Seguros 20.3, 22.1 y 32.3 Efecto de la crisis sanitaria en los contratos de seguros formalizados. Existencias 32.2 Efecto del contexto económico en los contratos con cláusulas "take or pay". Riesgo de Crédito 15.2, 43.1.3 y 44.5 Impacto de la crisis sanitaria. Provisiones 38.1 y 38.2 Hipótesis actuariales utilizadas. Deuda Financiera 43.4.2 Procesos de refinanciación de deuda financiera. Riesgo de Liquidez 44.4 Operaciones financieras formalizadas. Clasificación de los Activos Financieros 43.1 Modificación del modelo de negocio y de las características de los flujos de efectivo contractuales de los activos financieros, así como reclasificación entre las categorías de los mismos. Derivados y Operaciones de Cobertura 46 Cumplimiento de los criterios establecidos por la normativa para aplicar la contabilidad de coberturas. Medición del Valor Razonable 47 Cambios en las normas de valoración utilizadas para determinar el valor razonable. Riesgo de Concentración 44.6 Efecto de la crisis sanitaria en el riesgo de concentración. Impuesto sobre Sociedades 25.1 Recuperación de los activos por impuestos diferidos. Normas, Modificaciones a Normas e Interpretaciones Aplicación Obligatoria: Ejercicios Iniciados a Partir de Modificaciones a la NIIF 4 “Contratos de Seguro” – Aplazamiento de NIIF 9 “Instrumentos Financieros”. 1 de enero de 2021 Reforma de la Tasa de Interés de Referencia – Fase 2 - Modificaciones a la NIIF 9 “Instrumentos Financieros”, NIC 39 “Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Valoración” y NIIF 7 “Instrumentos Financieros: Información a Revelar”, NIIF 4 “Contratos de Seguros” y NIIF 16 “Arrendamientos”. 1 de enero de 2021 Modificaciones a la NIIF 16 “Arrendamientos” – Reducciones del Alquiler Relacionadas con el COVID-19 a partir del 30 de junio de 2021. 1 de abril de 2021 53 5.2. Cambio Climático. ENDESA ha desarrollado un modelo de negocio sostenible, entendiendo que debe orientar su estrategia empresarial a dar respuesta a los grandes retos que afronta la sociedad en la que desarrolla su actividad. En este sentido, siendo el Cambio Climático el principal reto para el conjunto de sus grupos de interés, y consciente de que puede desempeñar un papel relevante en la lucha contra el Cambio Climático, ENDESA impulsa un modelo de negocio orientado a liderar la Transición Energética, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Naciones Unidas y los objetivos del Acuerdo de París para lograr la meta de descarbonización y así limitar el aumento promedio de la temperatura global a 2ºC, con la aspiración de que no supere los 1,5ºC comparado con niveles pre-industriales, creando valor compartido para todos sus grupos de interés y trasladando los principios y compromisos de la Sostenibilidad a toda su cadena de valor. El Plan Estratégico 2022-2024 presentado el 25 de noviembre de 2021 sigue esta línea y se sustenta en la intención de ENDESA de liderar la Transición Energética, lo que conseguirá acelerando la descarbonización de su “mix” de generación y fomentando la adopción de comportamientos que redunden en una electrificación del consumo de sus clientes. A continuación se resumen las líneas de actuación de este Plan: − Aceleración en el cumplimiento de los compromisos de descarbonización del parque de generación, mediante un mayor impulso a las energías renovables y cierre de las centrales térmicas peninsulares de carbón. − Electrificación de la demanda, consolidando la posición de liderazgo actual y apalancándose en el uso de nuevas plataformas, lo que otorga una ventaja competitiva al permitir una gestión basada en el valor del cliente y el desarrollo de nuevos servicios y productos personalizados que cubran sus nuevas necesidades. − Progreso en el desarrollo y operación de redes más eficientes que permitan integrar el incremento de capacidad renovable y la electrificación del transporte. ENDESA da así un paso más en su firme compromiso de seguir contribuyendo al desarrollo de un modelo energético eficiente y sostenible, basado en la electrificación de origen renovable, el enfoque en la centralidad del cliente y el desarrollo de redes inteligentes como elemento integrador. Para conseguir estos objetivos, el volumen de inversión bruta programada alcanza los 7.500 millones de euros brutos en los tres próximos ejercicios. El 89% de la inversión prevista se orienta al Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 13 (Acción por el Clima) al que contribuye con acciones concretas en el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 7 (Energía Asequible y no Contaminante) a través del crecimiento de la potencia en energías renovables, Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 9 (Industria, Innovación e Infraestructura) apostando por la digitalización de la distribución y el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) 11 (Comunidades y Ciudades Sostenibles) impulsando la electrificación de consumos energéticos a través de la venta de productos y el despliegue de puntos de recarga para vehículo eléctrico, lo que demuestra hasta qué punto la Sostenibilidad está integrada en el modelo de negocio de ENDESA. Sobre esta base de actuación y en línea con las recomendaciones del European Securities and Markets Authority (ESMA) y el documento “Effects of climate-related matters on financial statements” publicado por el “International Accounting Standards Board” (IASB) ENDESA incluye desgloses relacionados con el Cambio Climático en las siguientes Notas de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021: Aspectos Notas Contenido Estimaciones relacionadas con el Cambio Climático 3.1 Impacto de los asuntos relacionados con el Cambio Climático sobre las estimaciones contables. Marco Regulatorio 6.1 y 6.2 España: Marco estratégico de energía y clima. Europa: Regulación europea relacionada con energía y medio ambiente, y finanzas sostenibles. Inversiones Sostenibles 7.1, 20.1, 20.2 y 23.1 Plan de inversiones en tecnologías no emisores y estrategia de digitalización. Deterioro de Valor de Activos no Financieros 3.2f.4 y 3.2f.5 Impacto del compromiso con el Cambio Climático en la valoración de los activos no financieros al objeto de determinar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos. Provisiones 38 Obligaciones asociadas al proceso de Transición Energética relativas a los empleados afectados y a los costes futuros para el cierre de las instalaciones. Financiación Sostenible 43.3 Deuda financiera con cláusulas de Sostenibilidad. Pagos Basados en Acciones 49.3.5 Retribución variable vinculada a objetivos de Sostenibilidad. 54 6. Regulación sectorial. 6.1. Marco normativo de España. La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que deroga y sustituye la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, que recogía la regulación básica del Sector Eléctrico, estableció el nuevo marco general de funcionamiento del sector y del régimen de actividades y agentes. Los aspectos más significativos de ese esquema son los siguientes: − Se establece como principio fundamental la Sostenibilidad económica y financiera del Sistema Eléctrico, de modo que los ingresos sean suficientes para satisfacer la totalidad de los costes del Sistema. Los costes del Sistema serán financiados a través de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución (destinados a cubrir la retribución de ambas actividades), los cargos que se establezcan para el pago de otras partidas de costes, las partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado (PGE) así como cualquier otro ingreso o mecanismo financiero que se haya establecido. Adicionalmente: o Cualquier incremento de costes o reducción de ingresos tendrá que llevar acompañada una reducción equivalente de otros costes o un incremento de ingresos. Al mismo tiempo, mientras existan partidas de coste destinadas a pagar deudas pendientes de años anteriores, no se podrán revisar a la baja los cargos. o Para los ejercicios que se inicien desde 2014, los desajustes temporales que se produzcan estarán limitados a un importe máximo anual del 2% de los ingresos estimados del Sistema (o del 5% en términos acumulados). Los desajustes y desviaciones transitorias que se produzcan serán financiados por todos los sujetos del Sistema de liquidaciones, de forma proporcional a la retribución que les corresponda. En el supuesto de que se sobrepasen los límites antes indicados, se revisarán los peajes o cargos en un importe equivalente. Dentro de los límites citados, los desajustes que se produzcan generarán para los sujetos financiadores el derecho a su recuperación en los 5 años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado. o Los Presupuestos Generales del Estado (PGE) de cada año financiarán el 50% de la compensación de los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP) del propio año. − En cuanto a la retribución de las actividades, se establece que la retribución de las actividades de transporte, distribución, producción en los Territorios No Peninsulares (TNP) y producción a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos tendrá en consideración los costes de una empresa eficiente y bien gestionada. Los parámetros de retribución se establecerán considerando la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada para estas actividades por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de 6 años. La Ley fija la tasa de retribución de los activos para el primer periodo regulatorio (que ha finalizado el 31 de diciembre de 2019) como la media del rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario de los 3 meses anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, incrementada en 200 puntos básicos para las actividades de transporte, distribución y producción en los Territorios No Peninsulares (TNP), y en 300 puntos básicos para la producción a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos. Para el segundo periodo regulatorio, iniciado el 1 de enero de 2020, el valor de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica ha sido establecido por la Circular 2/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), y para las actividades de producción en los Territorios No Peninsulares (TNP) con régimen retributivo adicional y la producción a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos con régimen retributivo específico ha sido establecido por el Real Decreto Ley 17/2019, de 22 de noviembre. − No existe diferenciación entre generación de energía eléctrica en régimen ordinario y régimen especial, sin perjuicio de las consideraciones singulares para ciertas tecnologías. − La tarifa a la que se acogen la mayor parte de los consumidores domésticos, se denomina Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), siendo la Tarifa de Último Recurso (TUR) la tarifa para los consumidores vulnerables y aquellos, que sin cumplir los requisitos para tener derecho al Precio 55 Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), transitoriamente no dispongan de un contrato en vigor con un comercializador en mercado libre. Junto con esta Ley básica, desde 2012 se aprobaron igualmente diversas disposiciones con la finalidad de reducir el déficit de actividades reguladas y garantizar la estabilidad financiera del Sistema. Entre ellas hay que hacer referencia al Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, y que modifica, entre otros aspectos, el régimen retributivo de las instalaciones de generación de energías renovables, cogeneración y residuos, así como para las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica. Igualmente, hay que hacer referencia a la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la Sostenibilidad energética, cuya entrada en vigor tuvo lugar el 1 de enero de 2013, y que supuso la introducción de nuevos tributos (o la modificación de otros ya existentes) que afectan a las instalaciones de generación. En concreto, se introducen los siguientes tributos: − Impuesto general a la producción, equivalente al 7% del ingreso total percibido. − Impuestos sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos, así como sobre su almacenamiento en instalaciones centralizadas. − Canon a la generación hidroeléctrica, equivalente al 22% del ingreso, que se reducirá un 90% para las instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW y para los bombeos de más de 50 MW, así como, en la forma que reglamentariamente se determine, para aquellas producciones o instalaciones que se deban incentivar por motivos de política energética general. El tipo de gravamen ha sido actualizado por medio del Real Decreto Ley 10/2017, de 9 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes para paliar los efectos producidos por la sequía en determinadas cuentas hidrográficas modificando la actual Ley de Aguas, incrementándose al 25,5%. En el caso de las instalaciones de hasta 50 MW se ha ajustado el porcentaje de reducción con la finalidad de compensar la subida indicada. − Céntimo verde al consumo para generación eléctrica de gas natural, carbón, fuel y gasóleo. De acuerdo con lo establecido en la citada Ley, el importe de la recaudación de estos tributos, junto con otras cuantías derivadas de las subastas de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, se destinará a financiar los costes del Sistema Eléctrico. Junto con las disposiciones generales, el Gobierno fue aprobando diversos desarrollos reglamentarios sobre las distintas actividades asociadas al suministro de energía eléctrica. Adicionalmente, a raíz del proceso de Transición Energética, así como de la adaptación de las funciones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a la normativa comunitaria, el Gobierno aprobó determinadas modificaciones del régimen actual, que se detallan más adelante. Real Decreto Ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural. Con fecha 12 de enero de 2019 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) este Real Decreto Ley, que tiene como finalidad adaptar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) al derecho comunitario, tras los requerimientos realizados por las autoridades comunitarias. De acuerdo con este Real Decreto Ley, corresponde a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) la aprobación, mediante Circulares, de aspectos tales como la estructura, metodología y los valores concretos de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de gas natural y electricidad, y a las plantas de gas natural licuado (GNL), la metodología y parámetros de la retribución del transporte y distribución de gas y electricidad, las plantas de gas natural licuado (GNL), el operador y el gestor técnico del Sistema Gasista, o la tasa de retribución de las actividades de transporte y distribución dentro del límite máximo que fije el Gobierno. Al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico le corresponde aprobar una serie de orientaciones de política energética que debe tener en consideración la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), y que abarcan aspectos tales como la seguridad del suministro, la Sostenibilidad 56 económica y financiera del Sistema, la independencia del suministro, la calidad del aire, la lucha contra el Cambio Climático, la gestión de la demanda, las elecciones de tecnologías futuras o el uso racional de la energía. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico tendrá el plazo de un mes para aprobar Circulares de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que puedan incidir en temas de política energética, o versen sobre peajes, retribución de actividades reguladas, condiciones de acceso y conexión y normas de funcionamiento del Sistema Eléctrico y Gasista, existiendo, en caso de discrepancia, una Comisión de Cooperación para buscar el entendimiento. Las nuevas funciones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) son de aplicación a partir del 1 de enero de 2020 en todo caso. Por otro lado, los procedimientos que se hubieran iniciado con anterioridad a la entrada en vigor de este Real Decreto Ley, así como cualquier procedimiento que, con independencia del momento de su iniciación, se refiera a años anteriores a 2019, se sustanciarán conforme a la normativa previa. El Real Decreto Ley modifica igualmente determinados aspectos de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. En este sentido, en relación con la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución, cuya fijación corresponderá en virtud del Real Decreto Ley a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el Gobierno fijará por ley un límite máximo a su valor, referenciado a las Obligaciones del Estado a 10 años de los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior al del inicio de cada nuevo periodo regulatorio, más un diferencial a fijar en cada periodo regulatorio. Si al comienzo del nuevo periodo no se hubiera fijado el citado límite máximo, se entenderá prorrogado el límite máximo correspondiente al periodo regulatorio anterior, o, en su defecto, será la tasa de retribución del mismo. En cuanto a la actividad de generación con régimen retributivo adicional en los Territorios No Peninsulares (TNP), la tasa de retribución financiera será fijada por el Gobierno. Esta tasa podrá modificarse antes del inicio de cada periodo regulatorio, referenciada a las Obligaciones del Estado a 10 años de los 24 meses previos al mes de mayo del año anterior al del inicio de cada nuevo periodo regulatorio, más un diferencial a fijar por Ley en cada periodo regulatorio. Si al comienzo de un nuevo periodo regulatorio no se hubiera determinado esta tasa de retribución financiera, se entenderá prorrogada la del periodo regulatorio anterior. Finalmente, en relación con las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos con régimen retributivo específico, podrá modificarse en la revisión que corresponda a cada periodo regulatorio el valor sobre el que girará la tasa de rentabilidad razonable en lo que reste de vida regulatoria de las instalaciones tipo, que se fijará legalmente. En el ejercicio de las funciones atribuidas a través del Real Decreto Ley 1/2019, de 11 de enero, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado determinadas disposiciones, entre las que se encuentran las siguientes: − Circular 2/2019, de 12 de noviembre, sobre la tasa de retribución financiera de electricidad y gas: Circular sobre la tasa de retribución financiera para el segundo periodo regulatorio 2020-2025, en el que se establece un valor de 5,580% (6,003% para 2020) para las actividades de transporte y distribución de electricidad. − Circular 3/2019, de 20 de noviembre, sobre el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la operación del Sistema: Circular relativa a las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de producción de electricidad y la gestión de la operación del Sistema, que tiene por finalidad establecer la regulación relativa a los mercados de energía en los distintos horizontes temporales (mercados a plazo, diario, intradiario, de balance y Resolución de congestiones del Sistema Eléctrico) y establecer las metodologías relativas a los aspectos técnicos de la operación del Sistema, todo ello garantizando la armonización progresiva y el acoplamiento a nivel europeo de los mercados de electricidad. − Circular 6/2019, de 5 de diciembre, de metodología de retribución de la distribución eléctrica: Circular sobre la metodología de retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, que tiene por objeto establecer los parámetros, criterios y metodología de retribución de esta actividad en el siguiente periodo regulatorio. La propuesta de la Circular contempla una nueva fórmula retributiva, reagrupando algunas de las partidas del Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, y creando otras nuevas. Igualmente, se modifican determinados aspectos de los incentivos de pérdidas, calidad y fraude. − Circular 3/2020, de 15 de enero, sobre la metodología de cálculo de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. 57 − Circular 1/2021, de 20 de enero, sobre la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica, que tiene por objeto regular los procedimientos, plazos y criterios para la evaluación de la capacidad de acceso y el otorgamiento de los permisos, mejorar la transparencia del proceso, así como otros aspectos relativos al control del grado de avance de los proyectos de modo que se asegure su culminación. − Comunicación 1/2019, de 23 de octubre de 2019, por la que se definen un conjunto de ratios financieros para evaluar el nivel de endeudamiento y la capacidad económico-financiera de las empresas reguladas, proponiendo valores recomendados para dichos ratios, y creando un índice global de ratios que tendría incidencia sobre la retribución por debajo de determinados valores. El ámbito de aplicación comprende las actividades de transporte y distribución de los sectores de electricidad y de gas. Adicionalmente, a los efectos del análisis de las operaciones de toma de participaciones, también podría aplicar a las empresas que realizan actividades en Territorios No Peninsulares (TNP) en el Sector Eléctrico, y a las empresas que realizan actividades en el sector de hidrocarburos. Retribución de la actividad de distribución de electricidad. Con fecha 30 de diciembre de 2013 se publicó el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, en desarrollo de lo establecido en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, y la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. El objetivo es contar con una metodología estable y predecible que garantice, bajo unos criterios homogéneos en todo el territorio español, una rentabilidad adecuada al menor coste posible para el Sistema. Los aspectos principales de esta metodología son los siguientes: − Se retribuirá la inversión de los activos en servicio no amortizados, considerando el valor neto de los mismos y una tasa de retribución financiera referenciada a las Obligaciones del Estado a 10 años incrementado en 200 puntos básicos además de la operación y el mantenimiento de los activos. − Se retribuirán los costes necesarios para ejercer la actividad de distribución como las lecturas de contadores, la contratación, la facturación de peajes de acceso y gestión de impagos, la atención telefónica a los clientes conectados a sus redes, las tasas de ocupación de la vía pública, y los costes de estructura. − Se incluyen incentivos y penalizaciones a la mejora de la calidad de suministro, a la reducción de las pérdidas en las redes de distribución, así como un nuevo incentivo a la reducción del fraude. − El sobrecoste derivado de normativas autonómicas o locales específicas no será sufragado por la tarifa eléctrica. − El cobro de la retribución de las instalaciones puestas en servicio el año n se iniciará desde el 1 de enero del año n+2, reconociéndose un coste financiero. − Se establecen mecanismos de control de la inversión. Así, se limita el volumen máximo de inversión autorizado a un total para el sector del 0,13% del Producto Interior Bruto (PIB). Las empresas distribuidoras presentarán al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico sus planes de inversión (anual y plurianual) para su aprobación, requiriendo igualmente informe favorable de las Comunidades Autónomas afectadas. Se establece también una limitación de desviaciones frente al estándar establecido, reconociendo sólo parcialmente el sobrecoste, que deberá estar debidamente justificado y auditado. Además, se minorará el volumen de inversión en caso de incumplimiento de los planes previstos y se establece la posibilidad de adelantar la construcción de una instalación, siempre que ésta estuviera prevista y que no sea a cargo del Sistema. El esquema establecido en este Real Decreto será de aplicación una vez se inicie el primer periodo regulatorio, siendo de aplicación hasta entonces el esquema transitorio establecido en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio. Con fecha 28 de noviembre de 2015 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 1073/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifican distintas disposiciones en los Reales Decretos de retribución de redes eléctricas (el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, para transporte, y el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, para distribución). Entre otros aspectos, el Real Decreto 1073/2015, de 27 de noviembre, elimina la actualización anual de valores unitarios en función del Índice de Precios al Consumo (IPC) conforme a la Ley 2/2015, de 30 de marzo, de desindexación de la economía. 58 El 12 de diciembre de 2015 se publicó la Orden Ministerial IET/2660/2015, de 11 de diciembre, que establece las instalaciones tipo y los valores unitarios a considerar en el cálculo de la retribución de distribución. Esta Orden fijó el inicio del primer periodo regulatorio el 1 de enero de 2016. Con fecha 17 de junio de 2016 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden IET/980/2016, de 10 de junio, que establece la retribución de la actividad de distribución para 2016, asignando a ENDESA una retribución por el desarrollo de esta actividad de 2.032 millones de euros (2.040 millones de euros considerando los incentivos), de los cuales 2.014 millones de euros y 2.023 millones de euros, respectivamente, correspondieron a Edistribución Redes Digitales, S.L.U. Con fecha 15 de septiembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Anuncio de la Subdirección General de Recursos, Reclamaciones y Relaciones con la Administración de Justicia por el que se notificó el Trámite de Audiencia de la Orden del Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital por la que se inició el procedimiento de declaración de lesividad para el interés público de la Orden IET/980/2016, de 10 de junio. Tras iniciarse dicho procedimiento, posteriormente el Tribunal Supremo dictó sentencia parcialmente estimatoria, en cuya virtud el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden por la que se ejecuta dicha sentencia. Conforme con el Real Decreto Ley 1/2019, de 11 de enero, la metodología de la retribución desde 2020 es establecida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). En virtud de ello, la citada Comisión ha aprobado la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, de metodología de retribución de la distribución eléctrica, que tiene por objeto establecer los parámetros, criterios y metodología de retribución de esta actividad en el siguiente periodo regulatorio. En ella se contempla una nueva fórmula retributiva, reagrupando algunas de las partidas del Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, y creando otras nuevas. Igualmente, se modifican determinados aspectos de los incentivos de pérdidas, calidad y fraude. En relación con la tasa de retribución financiera para el segundo periodo regulatorio, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, en la que se establece para las actividades de transporte y distribución de electricidad un valor de 5,580% (6,003% para 2020). Durante el mes de noviembre de 2021 se ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden por la que se aprueba el incentivo o penalización para la reducción de pérdidas en la red de distribución de energía eléctrica para el año 2016, se modifica la retribución base del año 2016 para varias empresas distribuidoras, y se aprueba la retribución para las empresas de distribución de energía eléctrica para los años 2017, 2018 y 2019. Dicha propuesta no recoge inicialmente determinadas partidas de inversión para las que se ha requerido información adicional. A este respecto, la Sociedad considera que estas inversiones, que están incluidas en los planes de inversión plurianuales aprobados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Secretaría de Estado de Energía y han sido adecuadamente justificadas durante la tramitación ante ambas instituciones, serán incluidas en la orden final. Asimismo, con fecha 13 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 30 de noviembre de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece el ajuste al incentivo a la reducción de pérdidas previsto en la disposición adicional octava de la Circular 6/2019, 5 de diciembre, que establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. La formulación aprobada para calcular el incentivo de pérdidas de distribución es aplicable desde 2022, inclusive. Los importes registrados en aplicación de esta normativa a 31 de diciembre de 2021 se describen en las Notas 9 y 43.1.1. Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP). Las actividades de suministro de energía eléctrica que se desarrollan en los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP) son objeto de una regulación singular que atiende a las especificidades derivadas de su ubicación territorial. Esta regulación especial fue desarrollada inicialmente mediante el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y por las Órdenes Ministeriales, de 30 de marzo de 2006, que desarrollaban el citado Real Decreto. El elemento principal del ordenamiento regulatorio extrapeninsular era que la producción de electricidad se configuraba como una actividad con remuneración regulada, a diferencia de la situación en la Península Ibérica, debido a las especificidades de estos Sistemas. 59 Con fecha 30 de octubre de 2013 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP), siendo los principales aspectos en ella contenidos los siguientes: − Por razones de seguridad o eficiencia técnica y económica, se podrá reconocer el régimen retributivo adicional al precio del mercado peninsular a nuevas instalaciones de generación en los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP), incluso si se superan los valores de potencia necesaria para asegurar la cobertura de demanda. − No se reconocerá el régimen retributivo adicional o primado a nuevas instalaciones en los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP), que sean titularidad de una empresa o grupo empresarial que posea un porcentaje de potencia de generación superior al 40% en ese Sistema. Se exceptúan aquellas instalaciones adjudicadas en concursos de capacidad para la implantación de fuentes de energías renovables, que dispongan de autorización administrativa o que hayan resultado inscritas en el registro de preasignación de retribución. Igualmente, se contemplan excepciones en el caso de inversiones de renovación y mejora de eficiencia de las centrales en explotación que no supongan un aumento de capacidad, o cuando no existan otros agentes interesados en promover instalaciones. − La titularidad de bombeos que tengan como finalidad la garantía y seguridad de suministro, o la integración de renovables, deberá corresponder al Operador del Sistema. En el resto de casos, se instrumentará un procedimiento de concurrencia. No obstante, lo anterior, las empresas que con anterioridad a 1 de marzo de 2013 tuvieran otorgada concesión de aprovechamiento hidráulico o dispusieran de autorización administrativa y no dispusieran a la fecha de entrada en vigor de autorización de puesta en servicio, mantendrán su titularidad, debiendo presentar un aval del 10% de la inversión y cumplir un calendario de ejecución. − La titularidad de las plantas de regasificación corresponderá exclusivamente al Gestor Técnico del Sistema, debiendo transmitirse las instalaciones afectadas en el plazo de 6 meses a precio de mercado. En el supuesto de que la instalación no cuente con autorización administrativa se limitará el precio a los costes totales efectivamente incurridos hasta el 1 de marzo de 2013. − Los conceptos retributivos asociados a los costes de combustibles serán establecidos mediante un mecanismo que se ajuste a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación. − Será obligatoria una resolución de compatibilidad de la Dirección General de Política Energética y Minas previa a la autorización de nuevos grupos, para determinar que la instalación es compatible con los criterios técnicos establecidos por el Operador del Sistema y con criterios económicos para la reducción de costes. − Se contempla la posibilidad de reducción de la retribución de las instalaciones de los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP) en casos de reducción sustancial de disponibilidad de las mismas, de la seguridad de suministro o de los índices de calidad de suministro imputables a instalaciones de generación. Se refuerza además la posibilidad de intervención del Gobierno en el Sistema Eléctrico para garantizar el suministro ante situaciones de riesgo. Con fecha 1 de agosto de 2015 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, sobre la generación en los Territorios No Peninsulares (TNP). Este Real Decreto estableció un esquema similar al vigente hasta su entrada en vigor, compuesto por una retribución por costes fijos, que contempla los costes de inversión y operación y mantenimiento de naturaleza fija, y por costes variables, para retribuir los combustibles y los costes variables de operación y mantenimiento, contemplando también, dentro de los costes de estos Sistemas, los tributos que se derivan de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la Sostenibilidad energética. Determinados aspectos de la metodología son modificados con la finalidad de mejorar la eficiencia del Sistema. El Real Decreto también desarrolla aspectos ya contenidos en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía de suministro e incremento de la competencia en estos Sistemas. La entrada en vigor del Real Decreto se fija desde el 1 de septiembre de 2015, contemplándose para determinadas medidas un periodo transitorio desde el 1 de enero de 2012. De acuerdo con la disposición adicional undécima, su plena y definitiva eficacia se subordina a la inexistencia de objeciones por parte de la Comisión Europea en lo que a su compatibilidad con el ordenamiento comunitario concierne. En este sentido, con fecha 28 de mayo de 2020 la Comisión Europea ha aprobado el esquema establecido en el Real Decreto, concluyendo que cumple con los criterios de los Servicios de Interés Económico General y que es compatible 60 con el mercado interior. El esquema se aprueba inicialmente hasta el 31 de diciembre de 2025 en el caso de las Islas Baleares, y hasta el 31 de diciembre de 2029 en el caso de las Islas Canarias, Ceuta y Melilla, pudiendo el Reino de España solicitar su mantenimiento con anterioridad a dichas fechas. De conformidad con la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, la tasa de retribución financiera de la inversión neta reconocida estará referenciada al rendimiento de las Obligaciones del Estado a 10 años en el mercado secundario incrementado con un diferencial adecuado. Para el primer periodo regulatorio, que se extiende hasta el 31 de diciembre de 2019, dicha tasa se corresponderá con el rendimiento medio de las cotizaciones en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a 10 años de los meses de abril, mayo y junio de 2013 incrementada en 200 puntos básicos. A partir del 1 de enero de 2020, y de acuerdo con el Real Decreto Ley 17/2019, de 22 de noviembre, de medidas urgentes para la necesaria adaptación de parámetros retributivos que afectan al Sistema Eléctrico y para dar respuesta al cese de actividad de centrales térmicas de generación, la tasa de retribución ha sido fijada en el periodo 2020-2025 en un valor de 5,580%, siendo el valor correspondiente a 2020 del 6,003%. Con fecha 28 de diciembre de 2019, se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TEC/1260/2019, de 26 de diciembre, por la que se revisan los parámetros técnicos y económicos de retribución de los grupos de generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) para el siguiente periodo regulatorio 2020-2025. Esta orden fija los nuevos valores que serán de aplicación en el segundo periodo regulatorio 2020-2025 para los distintos parámetros técnicos y económicos que determinan la retribución de los grupos de generación de los Territorios No Peninsulares (TNP), aplicando la metodología ya recogida en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio. En relación con los precios de combustibles, con fecha 7 de agosto de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/776/2020, de 4 de agosto, por la que se revisan los precios de producto y logística a emplear en la determinación del precio de combustible, con efectos 1 de enero de 2020. Hay que indicar que con fecha 16 de noviembre de 2021 el Tribunal Supremo ha dictado la Sentencia núm. 1337/2021 con relación al recurso interpuesto por ENDESA contra esta Orden, condenando a la Administración del Estado (Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico) a dictar, en el plazo de seis meses, una nueva orden ministerial que regule las subastas de combustibles. Por otro lado, y de acuerdo con la habilitación de la Ley 6/2018, de 3 de julio, de Presupuestos Generales del Estado (PGE), la Orden TEC/1158/2018, de 29 de octubre, ha contemplado el otorgamiento del régimen retributivo adicional para determinadas instalaciones en Gran Canaria, Menorca y Tenerife, en relación con las inversiones que han de ser acometidas para el cumplimiento de la normativa ambiental aplicable. Finalmente, en el mes de noviembre de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha iniciado la tramitación de una propuesta de orden por la que se aprueba el gas natural y el precio del gas natural para la generación eléctrica en Canarias y Melilla, se establecen valores unitarios de referencia del régimen retributivo adicional y se revisan otras cuestiones técnicas. A través de esta orden se habilita el uso de gas natural en los territorios no peninsulares de Canarias y Melilla, y se fija el precio a reconocer a los grupos de generación de dichos territorios por el empleo de dicho combustible. Producción a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. El Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, aprobó un nuevo sistema de retribución para las instalaciones productoras de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, de cogeneración y de residuos, tras el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico y la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. La nueva metodología sustituye el esquema de tarifas reguladas anterior por un nuevo marco en el que se aplica el concepto de rentabilidad razonable, establecida en una rentabilidad antes de impuestos situada en el entorno del rendimiento medio de las Obligaciones del Estado a 10 años más 300 puntos básicos. En este nuevo marco, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía valorada al precio del mercado, las instalaciones percibirán una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia instalada que cubra, cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que se defina que no puedan ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, al que se denomina retribución a la inversión, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo, al que se denomina retribución a la operación. 61 El nuevo régimen retributivo es de aplicación tanto a las instalaciones existentes como a las nuevas. Para las nuevas instalaciones, el otorgamiento del régimen retributivo específico se establecerá mediante procedimientos de concurrencia competitiva. En los Territorios No Peninsulares (TNP) se establece un incentivo a la inversión por reducción de los costes de generación. La normativa establece también las condiciones para la revisión de los diferentes parámetros retributivos. Estos únicamente podrán modificarse, según el caso, cada 6 años, cada 3 o anualmente. El valor estándar de la inversión inicial y la vida útil regulatoria permanecerán invariables una vez reconocidos a cada instalación tipo. Con fecha 20 de junio de 2014 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, y en la que se fijan los valores concretos de los costes estándares para cada una de las instalaciones tipo definidas. Con fecha 5 de agosto de 2014 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden IET/1459/2014, de 1 de agosto, por la que se aprueban los parámetros retributivos y se establece el mecanismo de asignación del régimen retributivo específico para nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas en los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP). Con fecha 22 de febrero de 2017 se publicó la Orden Ministerial ETU/130/2017, de 17 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo, a efectos de su aplicación al semiperiodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2017. Con fecha 28 de febrero de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE), la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al periodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2020. Esta Orden actualiza los valores que serán de aplicación en el segundo periodo regulatorio 2020-2025 para los distintos parámetros que determinan la retribución de estas instalaciones, de conformidad con la metodología establecida en su normativa general, y sin perjuicio de los mecanismos de actualización periódica contemplados en la misma. Los valores de los distintos parámetros son de aplicación desde el 1 de enero de 2020, de conformidad con lo establecido en el Real Decreto Ley 17/2019, de 22 de noviembre. La Orden aprueba igualmente el precio de mercado previsto para cada año del semiperiodo 2020-2022. Al mismo tiempo, a través del Real Decreto Ley 17/2019, de 22 de noviembre, se ha fijado la tasa de rentabilidad razonable de las instalaciones renovables, cogeneración y residuos desde el 1 de enero de 2020, estableciéndose en un valor del 7,090%, pudiendo aquellas instalaciones anteriores al Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, mantener la tasa actual (7,398%) hasta 2031 si no han presentado arbitrajes, o renuncian a ellos. Con fecha 24 de junio de 2020 se ha publicado el Real Decreto Ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica, que se desarrolla más adelante. Entre otros aspectos, este Real Decreto Ley introduce un nuevo modelo de subastas para los futuros desarrollos de energía renovable, basado en el reconocimiento a largo plazo de un precio fijo por la energía, pudiéndose distinguir entre distintas tecnologías. Con fecha 5 de agosto de 2020 se publicaron en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/765/2020 y la Orden TED/766/2020, ambas de 3 de agosto, por las que se establecen las bases reguladoras de las subastas de ayudas a la inversión en instalaciones de producción de energía térmica con fuentes renovables y en instalaciones de generación de energía eléctrica con fuentes renovables, respectivamente, susceptibles todas ellas de ser cofinanciadas con fondos de la Unión Europea (UE). Las ayudas se otorgarán mediante subvenciones a fondo perdido a través de procedimientos de concurrencia competitiva de aplicación a todo el territorio nacional, especificándose en cada convocatoria el ámbito geográfico de aplicación de la misma. Las actuaciones deberán estar completamente finalizadas antes del 30 de junio de 2023, salvo que expresamente se establezca en las convocatorias un plazo más restrictivo. El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) ha lanzado ya varias convocatorias de ayudas a la inversión en instalaciones mediante procedimientos de concurrencia para distintas regiones del territorio nacional. 62 Posteriormente, con fecha 4 de noviembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el desarrollo del nuevo esquema retributivo para los futuros desarrollos de energías renovables, denominado Régimen Económico de Energías Renovables (REER). Este régimen económico se otorgará mediante subastas reguladas por Orden Ministerial que fijarán un cupo de energía y/o potencia máxima a subastar, que podrán distinguir entre distintas tecnologías según sus características técnicas, tamaño, gestionabilidad, localización o madurez tecnológica; el producto a subastar será la potencia instalada, la energía eléctrica o una combinación de ambas, y se ofertará el precio por unidad de energía eléctrica, en €/MWh. En cuanto a la retribución de la energía, el precio a percibir por cada unidad vendida en el mercado diario o intradiario será el precio ofertado (para servicios de ajuste y balance, será el precio de los respectivos mercados). Alternativamente, se podrán establecer incentivos de participación o exposición en el mercado, mediante un porcentaje de ajuste de mercado a aplicar al precio de mercado diario, cuyo porcentaje de corrección sobre el precio fijado en la subasta se definirá en cada convocatoria. Todas las instalaciones de este Régimen participarán en el mercado y el Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español (OMIE) realizará una liquidación por diferencias entre los precios del mercado diario o intradiario y el precio de adjudicación de las instalaciones. Igualmente, por Orden Ministerial se fijará un calendario de subastas para un periodo mínimo de 5 años, actualizable al menos anualmente, y que podrá incluir plazos, frecuencia, capacidad y tecnologías. Este calendario ha sido publicado con fecha 5 de diciembre de 2020, a través de la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el calendario indicativo para el periodo 2020-2025. Este calendario se actualizará anualmente y estará orientado a la consecución de los objetivos de producción renovable establecidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC). Las subastas se convocarán por medio de Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. A este respecto, con fecha 12 de diciembre de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 10 de diciembre de 2020, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se convoca la primera subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables al amparo de la anterior Orden mencionada, en la que se contempla un mínimo de 3.000 MW, de los que al menos 1.000 MW serán de energía eólica y 1.000 MW de energía fotovoltaica. Con fecha 27 de enero de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico publicó la Resolución que resuelve dicha subasta y aprueba la relación de ofertas adjudicatarias, entre las que ENDESA, a través de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE), ha sido adjudicataria de una potencia de 50 MW a un precio de adjudicación de 28,9 €/MWh para una instalación de tecnología fotovoltaica. Posteriormente, con fecha 9 de septiembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 8 de septiembre de 2021, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se convoca la segunda subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables, con un cupo de 3.300 MW. La fecha de celebración ha sido el pasado 19 de octubre de 2021, habiéndose adjudicado un total de 3.124 MW. Por último, con fecha 30 de diciembre de 2021 se ha iniciado la tramitación de una tercera subasta, con fecha prevista de celebración el 6 de abril de 2022, y un cupo de 500 MW para instalaciones solares termoeléctricas, biomasa, solar fotovoltaica y otras tecnologías, junto con 140 MW adicionales para proyectos fotovoltaicos de reducido tamaño y participación local. Los importes registrados en aplicación de esta normativa a 31 de diciembre de 2021 se describen en las Notas 9 y 41. Autoconsumo. Con fecha 10 de octubre de 2015 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, que regula las condiciones administrativas, técnicas y económicas para el suministro y la producción de electricidad con autoconsumo, estableciendo un marco normativo donde se garantiza la Sostenibilidad económica del Sistema y el reparto adecuado de las cargas del Sistema. Igualmente, desarrolla los peajes y cargos que debe pagar el autoconsumo, de conformidad con la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que ya establecía que el autoconsumo debe contribuir a la financiación de los costes y servicios del Sistema en la misma cuantía que el resto de los consumidores. A este principio se establecen 2 excepciones a las que se les exceptúa de dichos costes: − Los consumidores en las islas; y − Los pequeños consumidores de potencia contratada hasta 10 kW. 63 Por otro lado, se crea un registro de las instalaciones de autoconsumo para que el Operador del Sistema y las compañías distribuidoras puedan conocer las instalaciones de generación que existen en sus redes y garantizar así la correcta operación del Sistema Eléctrico en condiciones de seguridad. Con fecha 6 de octubre de 2018 se publicó el Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, que ha modificado determinados aspectos sobre la regulación del autoconsumo. En concreto, se simplificaron las modalidades de autoconsumo y se posibilita el autoconsumo compartido. Igualmente, se elimina la aplicación de cargos y peajes en el caso de energía autoconsumida de origen renovable, cogeneración o residuos. También contiene medidas de simplificación administrativa y técnica, especialmente para instalaciones de pequeña potencia. Con fecha 6 de abril de 2019 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, en cumplimiento de lo establecido en el Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la Transición Energética y la protección de los consumidores. Entre otros, el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, contempla los siguientes aspectos: − Junto con el autoconsumo individual conectado a una red interior, se incluye la figura del autoconsumo colectivo, de modo que varios consumidores puedan asociarse a una misma planta de generación (por ejemplo, en comunidades de propietarios o entre empresas o industrias ubicadas en una misma localización). − Se define igualmente el concepto de “instalación de producción próxima a las de consumo y asociada a las mismas”, que permite realizar el autoconsumo tanto con instalaciones de generación situadas en la misma vivienda (situación actual), como en otras que estén ubicadas en las proximidades. − Se introduce un mecanismo simplificado de compensación de excedentes (energía generada por instalaciones de autoconsumo y que el usuario no consume instantáneamente) para instalaciones con una potencia no superior a 100 kW y siempre que produzcan electricidad a partir de energía de origen renovable. En este caso, no será necesario, para obtener compensación, constituirse como productor de energía, siendo la comercializadora quien compensará al usuario por la energía excedentaria en cada factura mensual, compensación que puede llegar hasta el 100% de la energía consumida en ese mes. − En el caso del autoconsumo colectivo y de proximidad, se contempla el reparto de la energía entre los consumidores asociados en proporción a la potencia contratada, conteniendo el Real Decreto la posibilidad de desarrollar métodos de coeficientes de reparto dinámicos, de modo que un consumidor pueda aprovechar los excedentes de otro consumidor asociado si éste no está consumiendo su parte proporcional. − Se simplifican los trámites administrativos para todos los usuarios, especialmente para los pequeños autoconsumidores (instalaciones de hasta 15 kW o de hasta 100 kW, en caso de autoconsumo sin excedentes). También se simplifican las configuraciones de medida para que, en la mayoría de los casos, baste con un sólo contador en el punto frontera con la red de distribución. − Finalmente, se establece un sistema de seguimiento de la implantación de estas instalaciones para controlar su incidencia sobre la operación del Sistema, y permitir su integración progresiva en condiciones de seguridad. Con fecha 21 de diciembre de 2021, el Consejo de Ministros ha aprobado la Hoja de Ruta del Autoconsumo, cuyo objetivo es identificar los retos y las oportunidades que presenta el autoconsumo y establecer medidas para asegurar su despliegue masivo en España en los próximos años. Entre otras medidas recogidas en el documento, se identifican: medidas para dar impulso al autoconsumo colectivo, y cambios normativos para mejorar la agilidad en la tramitación de instalaciones; o medidas que contribuyan a la implantación del autoconsumo en sectores como el industrial o de servicios, mediante la reducción de los costes energéticos, el desarrollo de la cadena de valor actual y el fomento de la búsqueda de nuevos negocios. Asimismo, con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables, y que, entre otros aspectos, y con el fin de dar impulso al autoconsumo, se introducen modificaciones en la regulación actual para agilizar su tramitación, así como para vincular estas redes no sólo a los consumidores conectados a la red interior sino también a otros consumidores próximos a dicha red y conectados a través de las redes de distribución y de transporte. 64 Servicio de disponibilidad. Con fecha 23 de noviembre de 2017 se publicó la Orden ETU/1133/2017, de 21 de noviembre, por la que se modifica la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad. Entre otros aspectos, la Orden modificó la retribución del servicio de disponibilidad, prorrogando el servicio de disponibilidad durante el primer semestre de 2018 y eliminando a las instalaciones hidroeléctricas del cobro de este servicio de disponibilidad durante dicho periodo. La Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2019, suprimió el incentivo a la disponibilidad de la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, en tanto no se revisen los mecanismos de capacidad para su adecuación a la normativa europea y al proceso de Transición Energética. Bono Social. La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece que el coste del denominado Bono Social será asumido, como obligación de servicio público, por las matrices de las sociedades o Grupos de sociedades que realicen simultáneamente actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica, de forma proporcional al porcentaje que corresponda considerando tanto el número de suministros conectados a las redes de distribución como el número de clientes a los que suministra la actividad de comercialización, porcentaje que, en relación con el ejercicio 2016, fue fijado para ENDESA en el 41,10% mediante la Orden IET/1451/2016, de 8 de septiembre. No obstante lo anterior, mediante Sentencia de fecha 24 de octubre de 2016 la Sala de lo Contencioso- Administrativo del Tribunal Supremo declaró inaplicable el régimen de financiación del Bono Social establecido en el artículo 45.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, por resultar incompatible con la Directiva 2009/72/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, reconociendo el derecho de las empresas a la recuperación de las cantidades aportadas. La Administración del Estado promovió un incidente de nulidad de actuaciones contra dicha Sentencia del Tribunal Supremo que fue desestimado mediante Auto de fecha 14 de diciembre de 2016 y, con fecha 2 de febrero de 2017, se ha presentado recurso de amparo ante el Tribunal Constitucional contra la misma (véase Nota 38.3). Con fecha 3 de octubre de 2017 y 27 de diciembre de 2017 se publicaron, respectivamente, la Orden ETU/929/2017, de 28 de septiembre, y la Orden ETU/1288/2017, de 22 de diciembre, por las que se ejecutan las diversas sentencias habidas a este respecto y se ordena a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) el pago de los importes correspondientes a la financiación del Bono Social de 2014, 2015 y 2016 (véase Nota 53). Con fecha 24 de diciembre de 2016 se publicó el Real Decreto Ley 7/2016, de 23 de diciembre, por el que se regula el mecanismo de financiación del coste del Bono Social y otras medidas de protección al consumidor vulnerable de energía eléctrica. De acuerdo con dicho Real Decreto Ley, el Bono Social será asumido por las matrices de los Grupos de sociedades que desarrollen la actividad de comercialización de energía eléctrica, o por las propias sociedades que así lo hagan si no forman parte de ningún grupo societario, en el porcentaje correspondiente a la cuota de clientes. Dicho porcentaje será calculado anualmente por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Con fecha 7 de octubre de 2017 se publicó el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el Bono Social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, así como la Orden ETU/943/2017, de 6 de octubre, por la que se desarrolla el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre. Entre otros aspectos, se identifican 3 categorías de clientes vulnerables en función del nivel de renta, medido a través del Indicador Público de Renta de Efectos Múltiples (IPREM), estableciendo diferentes porcentajes de descuento según cada categoría. En concreto, las 3 categorías que se definen son: − Clientes vulnerables (25% de descuento). − Clientes vulnerables severos (40% de descuento). 65 − Clientes vulnerables severos en riesgo de exclusión social (100% de descuento), siendo éstos últimos aquellos clientes vulnerables severos a los que los servicios sociales acrediten que les estuvieran financiando, al menos, el 50% de la factura. Este Real Decreto regula también aspectos referentes al suministro y, entre otras, aumenta de 2 a 4 meses el plazo de corte por impago para los clientes vulnerables (en el caso de los clientes vulnerables severos en riesgo de exclusión social no se podrá cortar el suministro, al tener la condición de suministro esencial). Por otro lado, con fecha 7 de abril de 2018 se publicó la Orden ETU/361/2018, de 6 de abril, que modifica los formularios relativos a la solicitud del Bono Social contenidos en la Orden ETU/943/2017, de 6 de octubre, por la que se desarrolla el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el Bono Social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica. Adicionalmente, esta Orden amplió hasta el 8 de octubre de 2018 el plazo transitorio existente para que los consumidores de energía eléctrica que, a la fecha de entrada en vigor de la Orden ETU/943/2017, de 6 de octubre, fueran beneficiarios del Bono Social, acreditasen la condición de consumidor vulnerable de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre. No obstante, y conforme al Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, si estos consumidores hubieran solicitado el Bono Social entre el 8 de octubre de 2018 y el 31 de diciembre de 2018, podrían beneficiarse del mismo desde el 8 de octubre de 2018. Por medio del Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la Transición Energética y la protección de los consumidores, se ha ampliado el colectivo de beneficiarios del Bono Social, incluyendo familias monoparentales, así como aquellas con miembros dependientes en grado 2 ó 3, que no alcancen determinados umbrales de renta. Igualmente, se amplían los supuestos de prohibición de corte por impago a familias beneficiarias para las que los servicios sociales acrediten que cuenten con menores de 16 años, dependientes o discapacitados, siendo estos importes financiados por los sujetos obligados a financiar el Bono Social. Se amplían también los consumos máximos con derecho a descuento. Respecto a los beneficiarios del anterior Bono Social, cuyo plazo de renovación finalizaba el 8 de octubre de 2018, el Real Decreto Ley contempla que a aquellos que, cumpliendo los requisitos del nuevo Bono Social, lo solicitasen entre el 8 de octubre de 2018 y el 31 de diciembre de 2018, se les aplicaría con efectos desde el 8 de octubre de 2018. Finalmente, se crea un Bono Social térmico para calefacción, que será financiado por los Presupuestos Generales del Estado (PGE). Este Real Decreto Ley contempla la aprobación en 6 meses de una Estrategia Nacional de Lucha Contra la Pobreza Energética. En este sentido, con fecha 19 de diciembre de 2018 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico inició una consulta pública al respecto, siendo aprobada finalmente el 5 de abril de 2019. Con fecha 16 de octubre de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/1124/2021, de 8 de octubre, que establece el reparto de financiación del Bono Social de 2021, siendo el porcentaje para ENDESA, S.A. del 34,72%. Durante el mes de enero de 2022 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden que establece el reparto de financiación del Bono Social de 2022, siendo el porcentaje propuesto para ENDESA, S.A. del 33,53%. Déficit de las actividades reguladas. Los Reales Decretos Ley 6/2009, de 30 de abril, y 6/2010, de 9 de abril, establecieron que, a partir del año 2013, las tarifas de acceso a la red que se fijen deberían ser suficientes para cubrir la totalidad de los costes del Sistema Eléctrico, de forma que no se generasen nuevos déficits ex ante. Igualmente, para el periodo 2009-2012 el citado Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril, estableció un límite máximo de déficit para cada uno de los años debiéndose fijar en estos años las tarifas de acceso en importe suficiente para que no se superen estos límites. Estos límites fueron modificados por el Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre, y el Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre. A su vez los mencionados Reales Decretos Ley regularon el proceso de titulización de los derechos de cobro acumulados por las empresas eléctricas por la financiación de dicho déficit, incluyendo las compensaciones por los sobrecostes de la generación extrapeninsular del periodo 2001-2008 pendientes de recuperar. Por otro lado, la normativa recoge igualmente que, en el supuesto de que existan desajustes temporales en las liquidaciones de actividades reguladas, éstos deberán ser financiados en un determinado porcentaje por las sociedades que se señalan en la citada Norma (correspondiendo a ENDESA el 44,16%), teniendo dichas sociedades el derecho de recuperar los importes financiados en las liquidaciones de actividades reguladas del ejercicio en el que se reconozcan. 66 El Real Decreto 437/2010, de 9 de abril, desarrolló la regulación del proceso de titulización del déficit del Sistema Eléctrico generado hasta el 31 de diciembre de 2012, y el Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, del déficit generado en 2013. Con las cesiones realizadas en virtud de lo establecido en los citados Reales Decretos, la última de las cuales se acordó con fecha 15 de diciembre de 2014, se completó la cesión de la totalidad de los derechos reconocidos por déficit de tarifa hasta el año 2013. Para los ejercicios que se iniciasen desde 2014, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico estableció que los desajustes temporales que se produjesen serían financiados por todos los sujetos del Sistema de liquidaciones, de forma proporcional a la retribución que les corresponda, estableciéndose unos límites a los mismos equivalentes al 2% anual de los ingresos estimados del Sistema (o del 5% en términos acumulados). En el supuesto de que se sobrepasen los límites antes indicados, se revisarán los peajes o cargos en un importe equivalente. Dentro de los límites citados, los desajustes generarán para los sujetos financiadores el derecho a su recuperación en los 5 años siguientes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado. La liquidación definitiva de 2020, aprobada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) con fecha 25 de noviembre de 2021, ha presentado un superávit de 116 millones de euros, después de aplicar 506 millones de euros del superávit acumulado. Conforme a lo establecido en el Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad energética y en materia de generación de energía, y sobre gestión del canon de regulación y de la tarifa de utilización del agua, este superávit se aplicará para cubrir los desajustes temporales y las desviaciones transitorias entre ingresos y costes del ejercicio 2021. Los importes registrados en aplicación de esta normativa a 31 de diciembre de 2021 se describen en la Nota 43.1.1. Marco Estratégico de Energía y Clima. La Unión Europea (UE) ha asumido un claro compromiso en la lucha contra el calentamiento global, fijando un objetivo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de, al menos, el 80% en 2050 vs 1990, definiendo metas y compromisos ambiciosos para todos los Estados Miembros y subscribiendo el Acuerdo de París, cuyo objetivo es evitar el incremento de la temperatura media global del planeta por encima de los 2ºC respecto a los niveles preindustriales, así como promover esfuerzos adicionales que hagan posible que el calentamiento global no supere los 1,5ºC (véase Nota 5.2). La transposición de estos objetivos a la legislación española está integrada básicamente por los siguientes documentos: − Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Energética, publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el 21 de mayo de 2021: constituye el marco regulatorio e institucional para la puesta en marcha del compromiso de la Unión Europea (UE) de descarbonizar la economía a 2050, y del compromiso global del Acuerdo de París. Esta Ley incluye, entre otros, los siguientes aspectos: o Se fijan objetivos para 2 sendas temporales: para 2030, un objetivo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de, al menos, un 23% con respecto a 1990, un objetivo de generación de, al menos, un 74% de la electricidad con fuentes renovables, y un objetivo de mejorar la eficiencia energética en, al menos, un 39,5% respecto al escenario tendencial; y para 2050, alcanzar la neutralidad climática y un Sistema Eléctrico 100% renovable. o Medidas de promoción de energías renovables mediante un marco retributivo basado en el reconocimiento a largo plazo de un precio fijo de energía. o Las nuevas concesiones hidráulicas irán dirigidas a apoyar la integración de renovables no gestionables. o Introducción de nuevos sujetos en el Sector Eléctrico como titulares de instalaciones de almacenamiento o agregadores independientes. o Se establecen límites en la explotación de hidrocarburos restringiendo los subsidios a combustibles fósiles y revisando su fiscalidad. o Promoción de medidas de eficiencia energética y uso de renovables en el ámbito de la edificación. 67 o Impulso de la movilidad eléctrica con el objetivo de disponer de un parque de vehículos sin emisiones directas de dióxido de carbono (CO 2 ) en 2050 y que desde 2040 los nuevos turismos/vehículos comerciales ligeros no tengan emisiones directas. Asimismo, se persigue el establecimiento no más tarde de 2023 de zonas de bajas emisiones en municipios de más de 50.000 habitantes y territorios insulares y la obligación del desarrollo de infraestructuras de recarga en gasolineras. o Movilización de recursos para la lucha contra el Cambio Climático: al menos 450 millones de euros de los ingresos de las subastas de derechos de dióxido de carbono (CO 2 ) se destinarán anualmente a cubrir costes del Sistema Eléctrico. − Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), aprobado por el Consejo de Ministros de 16 de marzo de 2021 tras su autorización por la Comisión Europea: se trata del marco de planificación estratégica nacional que integra la política de energía y clima, y refleja la contribución de España a la consecución de los objetivos establecidos por la Unión Europea (UE). Asimismo, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) fija los hitos y pasos de cómo se va a realizar la transición hacia una modernización de la economía en su conjunto y contempla, entre otros, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 23% vs 1990, el despliegue renovable hasta un 42% sobre el uso final de energía del país (siendo el 74% para la generación eléctrica) y la mejora de la eficiencia energética del país en un 39,5%. Además, se recogen los esfuerzos que tienen que hacer todos los sectores a 2030 (energético, industrial, transporte, agricultura, residencial, residuos, así como las aportaciones de los sumideros naturales). Paralelamente, el Gobierno ha adoptado la Estrategia Nacional de Largo Plazo, denominada “España 2050”, donde se identifican nueve grandes desafíos de país, entre los que cabe señalar la creación de una Sociedad neutra en carbono, sostenible y resiliente al Cambio Climático. − Estrategia de Transición Justa: el objetivo es optimizar las oportunidades de empleo de aquellos territorios cuya población se vea afectada por la transición hacia una economía baja en carbono. Por último, con fecha 22 de septiembre de 2020 fue aprobado por el Consejo de Ministros el Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC) para el horizonte temporal 2021-2030, que constituye el marco de planificación básico para promover la acción coordinada frente a los efectos del Cambio Climático. El Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC) define diversos objetivos, criterios, ámbitos de trabajo y líneas de acción con indicadores de cumplimiento con el objetivo común de evitar o reducir la vulnerabilidad y los impactos potenciales en los sistemas sociales, económicos y ambientales frente al Cambio Climático, así como también de mejorar su capacidad para recuperarse y restablecerse frente a un evento del mismo. En el ámbito de la energía, se pretende garantizar un sistema energético resiliente a los efectos del Cambio Climático en un escenario de rápida descarbonización, mediante líneas de acción enfocadas a: − La mejora del conocimiento sobre los impactos del Cambio Climático en el potencial de la producción de energías renovables. − La funcionalidad y resiliencia de la generación, distribución y el almacenamiento de energía. − El efecto sobre la demanda para evitar o limitar los picos de demanda. − La identificación de riesgos derivados de eventos extremos en infraestructuras críticas para evitar su pérdida de funcionalidad. Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética. Con fecha 5 de abril de 2019 el Consejo de Ministros aprobó la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024, dando respuesta al mandato contenido en el Real Decreto Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la Transición Energética y la protección de los consumidores. En este instrumento se definen los conceptos de pobreza energética y consumidor vulnerable, se realiza un diagnóstico de situación de la pobreza energética, incluida la implicación en salud, desarrollo personal, social e igualdad, se determinan ejes de actuación y se fijan objetivos de reducción. La Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética parte de la necesidad de mantener y mejorar los sistemas prestacionales (Bono Social eléctrico y térmico) como instrumentos de transición que irán dando mayor protagonismo a medidas estructurales que busquen afrontar el problema de raíz y a largo plazo. 68 Para analizar y realizar un seguimiento adecuado de las diversas tipologías de pobreza energética, se adoptan como indicadores primarios oficiales los contemplados por el Observatorio Europeo contra la pobreza energética (gasto energético sobre ingresos, pobreza energética escondida, incapacidad para mantener la vivienda a una temperatura adecuada y retraso en el pago de las facturas). Con la finalidad de mejorar el valor más bajo de la serie de dichos indicadores en 2008-2017, y mejorar la media de la Unión Europea (UE), la Estrategia establece un objetivo de reducción mínimo respecto a 2017 del 25% en 2025, fijándose como meta a alcanzar una disminución del 50%. El marco temporal de la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética será de 5 años (2019-2024), y para su ejecución se prevé el desarrollo de planes operativos. Su gestión y seguimiento corresponderá al Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE). La Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética establece 4 ejes de actuación que recogen 19 medidas concretas: − Mejorar el conocimiento de la pobreza energética, a través de un estudio de detalle del gasto energético de los consumidores según la zona climática en que habiten, prestando atención, entre otros, a la presencia de menores en la vivienda. Anualmente el Gobierno actualizará los indicadores. − Mejorar la respuesta respecto a la situación actual de la pobreza energética. Entre otros aspectos, se concluye que es preciso elaborar un nuevo Bono Social, fijándose las principales líneas que lo regirán: será un Bono Social energético (para todos los suministros energéticos), deberá favorecerse la concesión directa por las administraciones (automatización) y deberán implementarse mecanismos de gestión coordinada entre las Administraciones Públicas implicadas. Se articulan igualmente respuestas extraordinarias, como la prohibición del corte de suministro, para situaciones meteorológicas extremas. − Facilitar un cambio estructural mediante acciones a corto, medio y largo plazo, para la rehabilitación energética de viviendas y de sustitución de antiguos electrodomésticos y equipos por aparatos eficientes. − Medidas de protección a los consumidores y de conciencia social. Entre otras actuaciones, se elaborará un protocolo de actuación para detectar situaciones de vulnerabilidad por parte de los profesionales de atención primaria, y se homogeneizará la gestión de información sobre prestaciones públicas buscando que esta información se incorpore a la ya existente tarjeta social universal. En el ámbito de la concienciación ciudadana, se desarrollarán acciones de comunicación sobre el uso de contadores inteligentes, sobre hábitos de consumo, ahorro energético y mejora de eficiencia y se establecerá un canal de comunicación permanente con los sujetos y colectivos interesados. Precios Voluntarios para el Pequeño Consumidor (PVPC) de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Con fecha 29 de marzo de 2014 se publicó el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, que contempla la metodología de cálculo del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a partir del 1 de abril de 2014, y cuyos principales aspectos fueron los siguientes: − El coste de la energía a utilizar en el cálculo del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) será el precio horario del mercado diario e intradiario en el periodo de facturación, al que habrá que adicionar los servicios de ajuste, pagos por capacidad y los pagos por la financiación del Operador del Sistema y el Operador del Mercado. − Si se dispone de contadores con telegestión integrados en los Sistemas, se aplicará el precio horario al consumo horario real, mientras que, en caso contrario, se utilizará un perfil publicado por el Operador del Sistema. − Este nuevo mecanismo ha sido de aplicación desde el 1 de abril de 2014. Antes del 1 de julio de 2014 los Comercializadores de Referencia adaptarán sus sistemas de información a fin de realizar la facturación con el nuevo esquema. Hasta dicho momento, el coste de la energía a aplicar en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) fue el establecido, con carácter transitorio, para el primer trimestre de 2014, procediéndose posteriormente, en la primera facturación realizada una vez se adapten los sistemas de información al nuevo Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), a regularizar en las facturaciones efectuadas por los consumos realizados desde el 1 de abril de 2014. − Del mismo modo, se han de regularizar en la primera facturación realizada, una vez que se adapten los sistemas, los consumos del primer trimestre de 2014, conforme a lo establecido en el Real Decreto Ley 69 17/2013, de 27 de diciembre, por el diferencial entre el precio del mercado y el coste de adquisición de energía incluido en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) en ese periodo. − Se establece igualmente que, en el plazo de 2 meses desde su publicación, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) remitirá a la Secretaría de Estado de Energía una propuesta de procedimientos donde se regule la comprobación, validación y cierre de datos procedentes de equipos de medida conectados al sistema de telegestión a efectos de la gestión de la medida horaria. Estos procedimientos establecerán un plazo máximo para que los encargados de lectura efectúen la telemedida de todos los contadores de telegestión instalados. − Alternativamente los Comercializadores de Referencia estarán obligados a realizar una oferta a los clientes con derecho a Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) en forma de un precio fijo para el plazo de un año, integrado por los peajes revisables y un valor fijo durante un año, en €/kWh, para el resto de conceptos. La oferta estará vigente durante un mes y será uniforme en toda España, pudiendo tener cada Comercializador de Referencia una única oferta vigente. − El Real Decreto contempla otros aspectos, entre ellos, que el Bono Social será equivalente a un descuento del 25% sobre el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Con fecha 4 de junio de 2015 se publicaron los procedimientos de operación para la facturación horaria a los consumidores acogidos al Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC). En virtud de estos procedimientos, desde el 1 de julio de 2015 los consumidores que dispongan de un contador con telemedida efectivamente integrado serán facturados conforme a su consumo real de cada hora, en lugar de conforme a un perfil de consumo. Sin perjuicio de lo anterior, las compañías eléctricas disponían de un periodo de adaptación de los sistemas informáticos hasta el 1 de octubre de 2015. Con fecha 25 de noviembre de 2016 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 469/2016, de 18 de noviembre, que establece la metodología para la fijación del margen de comercialización del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), dando así cumplimiento a diversas sentencias del Tribunal Supremo que anularon el margen de comercialización establecido en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los Precios Voluntarios para el Pequeño Consumidor (PVPC) de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Con fecha 24 de diciembre de 2016 se publicó la Orden Ministerial ETU/1948/2016, de 22 de diciembre, que, con entrada en vigor el 1 de enero de 2017, establece los valores del margen comercial del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Mediante la Orden Ministerial ETU/258/2017, de 24 de marzo, publicada el 25 de marzo de 2017 y con fecha de entrada en vigor el día siguiente, se fijó un nuevo valor para la parte de dicho margen comercial correspondiente al coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética. Con fecha 1 de octubre de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha lanzado una consulta pública previa para analizar la modificación de la normativa reguladora del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) y recabar propuestas que permitan reducir su volatilidad y optimizar su diseño con vistas al proceso de Transición Energética. Eficiencia Energética. La Ley 18/2014, de 15 de octubre, de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, creó, en el ámbito de la Eficiencia Energética, el Fondo Nacional de Eficiencia Energética para cumplir con el objetivo de ahorro energético. Con fecha 25 de marzo de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/275/2021, de 18 de marzo, que fija la aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética para el año 2021, ascendiendo el importe para ENDESA a 28 millones de euros. Durante el mes de diciembre de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden que fija la aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética para el año 2022, ascendiendo el importe propuesto para ENDESA a 26 millones de euros. Tarifa eléctrica 2021. Con fecha 29 de diciembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TEC/1271/2020, de 22 de diciembre, por la que se establecen diversos costes del Sistema Eléctrico para el ejercicio 2021, y 70 se prorrogan los peajes de acceso de energía eléctrica hasta la entrada en vigor de los peajes que fije la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Asimismo, con fecha 23 de marzo de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 18 de marzo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que aprueba los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de aplicación a partir de 1 de junio de 2021. Por su parte, con fecha 22 de abril de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del Sistema Eléctrico que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021. Finalmente, con fecha 15 de septiembre de 2021 se ha publicado el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, que ha reducido los cargos de electricidad en torno a un 96% desde su entrada en vigor y hasta el 31 de diciembre de 2021. Tarifa eléctrica 2022. Con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Resolución de 16 de diciembre de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2022, que suponen una reducción media del 5,4% respecto a los valores de 1 de junio de 2021. Por su parte, con fecha 30 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/1484/2021, de 28 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del Sistema Eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2022 y se establecen diversos costes regulados del Sistema Eléctrico para el ejercicio 2022. Los nuevos cargos para 2022 suponen una reducción media aproximada del 31% respecto a los cargos aprobados el 1 de junio de 2021. Real Decreto Ley 20/2018, de 7 de diciembre, de medidas urgentes para el impulso de la competitividad económica en el sector de la industria y el comercio en España. Este Real Decreto Ley, publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el 8 de diciembre, persigue fomentar la competitividad del sector industrial a través de acciones como la mejora de la productividad laboral, la reducción del coste energético o el refuerzo de la seguridad industrial. Entre otros aspectos, el Real Decreto Ley introduce la figura de las redes de distribución de energía eléctrica cerradas, ya existente en la normativa comunitaria, y anuncia la preparación de un Estatuto para los consumidores industriales electrointensivos, que recoja sus peculiaridades. Esta norma también contempla la extensión de vida por 2 años de determinadas instalaciones de cogeneración de alta eficiencia. Estatuto de consumidores electrointensivos. Al objeto de dar respuesta a lo establecido en el Real Decreto Ley 20/2018, de 7 de diciembre, en lo que respecta a los consumidores industriales electrointensivos, el Gobierno ha puesto en marcha diversas disposiciones. En concreto, con fecha 27 de junio de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 24/2020, de 26 de junio, de medidas sociales de reactivación del empleo y protección del trabajo autónomo y de competitividad del sector industrial, en el cual se crea el Fondo Español de Reserva para Garantías de Entidades Electrointensivas (FERGEI), para la cobertura por parte del Estado de los riesgos derivados de operaciones de compraventa a medio y largo plazo de suministro de energía eléctrica suscritas por consumidores que tengan la condición de consumidores electrointensivos. Este Fondo estará dotado con 200 millones de euros anuales, para cubrir como máximo 600 millones de euros de inversión en 3 años. Igualmente, con fecha 17 de diciembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos. En concreto, en este Real Decreto se regula la figura del consumidor electrointensivo, así como sus obligaciones y los mecanismos de compensación a que podrían acogerse, entre los cuales se establece: 71 − Un mecanismo de compensación de hasta un máximo del 85% de los costes imputables en los cargos de electricidad por la financiación de los costes de energías renovables, cogeneración de alta eficiencia y el extracoste de los Territorios No Peninsulares (TNP). − Un mecanismo de cobertura de riesgos derivados de adquisición de energía eléctrica a medio y largo plazo para fomentar la contratación a largo plazo de energía eléctrica de estos consumidores, a través del Fondo Español de Reserva para Garantías de Entidades Electrointensivas (FERGEI), antes indicado. Real Decreto de metodología de cálculo de los cargos de los Sistemas Eléctrico y Gasista. Junto con la aprobación de la metodología de determinación de los peajes de acceso a las redes de electricidad y gas, cuya responsabilidad recae, en virtud del Real Decreto Ley 1/2019, de 11 de enero, en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el Gobierno ha de aprobar la metodología de cálculo de los cargos de los Sistemas Eléctrico y Gasista. Estas metodologías deberán establecer cuáles son las variables utilizadas para repartir los costes que han de ser cubiertos por los cargos, de tal manera que el reparto no resulte discriminatorio y responda a las políticas energéticas impulsadas por el Gobierno, es decir, impulsen la eficiencia, la electrificación de la economía y la Transición Energética justa. De acuerdo con ello, con fecha 18 de marzo de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del Sistema Eléctrico, habiendo sido aprobada la correspondiente al Sistema Gasista por medio del Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre. En este sentido, con fecha 22 de abril de 2021 se publicó el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del Sistema Eléctrico que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021. Real Decreto Ley 17/2019, de 22 de noviembre, de medidas urgentes para la necesaria adaptación de parámetros retributivos que afectan al Sistema Eléctrico y para dar respuesta al cese de actividad de centrales térmicas de generación. Con fecha 23 de noviembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 17/2019, de 22 de noviembre, por el que se adoptan medidas urgentes para la necesaria adaptación de parámetros retributivos que afectan al Sistema Eléctrico (tasa de retribución financiera), y por el que se da respuesta al rápido proceso de cese de actividad de centrales térmicas, con el objeto de impulsar la reactivación industrial de dichas zonas. Por otro lado, en relación con los procesos de cierre de las centrales de carbón o nucleares, la concesión de permisos de acceso y conexión podrá otorgarse valorando criterios medioambientales y sociales, además de los actuales requisitos técnicos y económicos. Del mismo modo, las concesiones de agua podrán otorgarse valorando criterios económicos, sociales y medioambientales, frente a las prelaciones actuales de la normativa. Borrador del Séptimo Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR). El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha iniciado el procedimiento de evaluación estratégica ambiental ordinaria del Séptimo Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR). La tramitación incluye la evaluación ambiental, el proceso de información pública para recibir alegaciones de la sociedad civil y las preceptivas consultas al Consejo de Seguridad Nuclear y las Comunidades Autónomas. Posteriormente, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico efectuará un análisis técnico del expediente completo para formular la Declaración Ambiental Estratégica del Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR), paso previo a su aprobación por el Consejo de Ministros. Posteriormente, se deberá dar cuenta del mismo a las Cortes Generales y se remitirá igualmente a la Comisión Europea, en cumplimiento de la directiva comunitaria de gestión de residuos radiactivos. Declaración del Estado de alarma como consecuencia del avance del COVID-19 y medidas regulatorias aprobadas. La Organización Mundial de la Salud (OMS) elevó el pasado 11 de marzo de 2020 la situación de emergencia de salud pública ocasionada por el COVID-19 a pandemia internacional. La rapidez en la evolución de los hechos, a escala nacional e internacional, precisó la adopción de medidas inmediatas y eficaces para hacer frente a esta coyuntura. Las circunstancias extraordinarias constituyen, sin duda, una crisis sanitaria sin precedentes y de enorme magnitud tanto por el elevado número de ciudadanos afectados como por el riesgo 72 para sus derechos. Como consecuencia de ello, con fecha 14 de marzo de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 463/2020, de 14 de marzo, por el que se declaró el Estado de alarma para la gestión de la situación de crisis sanitaria ocasionada por el COVID-19 (véase Nota 5.1). Al mismo tiempo, y al objeto de contrarrestar el impacto económico y social derivado de esta situación excepcional, el Gobierno de España ha aprobado una serie de disposiciones legislativas que contemplan diversas medidas en todos los órdenes, para hacer frente a dicho impacto. En concreto, y entre otros, con fecha 18 de marzo de 2020 se publicó el Real Decreto Ley 8/2020, de 17 de marzo, de medidas urgentes extraordinarias para hacer frente al impacto económico y social del COVID-19, con fecha 1 de abril de 2020, se publicó el Real Decreto Ley 11/2020, de 31 de marzo, por el que se adoptaron medidas urgentes complementarias en el ámbito social y económico para hacer frente al COVID-19, con fecha 8 de julio de 2020, se publicó el Real Decreto Ley 26/2020, de 7 de julio, de medidas de reactivación económica para hacer frente al impacto del COVID-19 en los ámbitos de transportes y vivienda, y finalmente, con fecha 30 de septiembre de 2020 se ha publicado el Real Decreto Ley 30/2020, de 29 de septiembre, de medidas sociales en defensa del empleo. En lo que respecta al Sector Eléctrico, las medidas urgentes adoptadas más relevantes fueron las siguientes: − Bono Social: se prorrogó hasta el 30 de septiembre de 2020 la vigencia del Bono Social a aquellos beneficiarios a los que vencía con anterioridad a dicha fecha el plazo de 2 años de validez establecido en el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre. Al mismo tiempo, se amplió el derecho al Bono Social a los titulares de puntos de suministro, o algún miembro de su unidad familiar, que tuviesen la condición de profesionales por cuenta propia o autónomos, y que tuviesen derecho a prestación por haber cesado su actividad o haber visto reducida significativamente su facturación, y cumpliesen determinados niveles de renta en el año inmediatamente anterior, estando limitado este derecho al periodo que durasen estas circunstancias, con un máximo de 6 meses. Igualmente, a raíz del Real Decreto Ley 30/2020, de 29 de septiembre, se ha ampliado el colectivo beneficiario, incluyendo a aquellos que acrediten, a la entrada en vigor de esta Norma, que el titular del punto de suministro o algún miembro de la unidad familiar, está en desempleo, expediente temporal de regulación de empleo o ha visto reducida su jornada por motivo de cuidados, en caso de ser empresario, u otras circunstancias similares que supongan una pérdida sustancial de ingresos en el mes anterior a la presentación de la solicitud del Bono Social, no alcanzando por ello el conjunto de los ingresos de los miembros de la unidad familiar determinados umbrales. Este derecho se extingue cuando cesen las circunstancias para su otorgamiento, y, en todo caso, el 30 de junio de 2021, sin perjuicio de la posibilidad de acogerse a la condición de beneficiario del Bono Social conforme a la normativa general. − Garantía de suministros: prohibición de suspensión del suministro de electricidad, agua y gas natural, durante el mes siguiente a la entrada en vigor del Real Decreto Ley 8/2020, de 17 de marzo, a los consumidores que tuviesen la condición de consumidores vulnerables, vulnerables severos o en riesgo de exclusión social según los criterios del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre. Este plazo, inicialmente de un mes de vigencia y ampliado durante el Estado de alarma, fue prorrogado, por Real Decreto Ley 26/2020, de 7 de julio, hasta el 30 de septiembre de 2020 estableciendo que no se podría suspender el suministro de electricidad, agua, gas natural y otros derivados del petróleo a las personas físicas en su vivienda habitual, salvo por razones de seguridad de suministro, de las personas y de las instalaciones. Finalmente, por medio del Real Decreto Ley 37/2020, de 22 de diciembre, de medidas urgentes para hacer frente a las situaciones de vulnerabilidad social y económica en el ámbito de la vivienda y en materia de transportes, durante el Estado de alarma se prohíbe la suspensión del suministro a los consumidores vulnerables, vulnerables severos o en riesgo de exclusión social, y se amplía esta prohibición a aquellos consumidores que, sin poder acreditar la titularidad del contrato de suministro, cumplan con los requisitos establecidos en el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre. − Flexibilización de los contratos de suministro de electricidad para autónomos y empresas: posibilidad, durante el Estado de alarma, de que suspendan o modifiquen sus contratos para contratar otra oferta alternativa con su comercializador para su adaptación a nuevas pautas de consumo, sin cargo o penalización alguna, así como cambiar de potencia o peaje de acceso. Se fijó un plazo de 3 meses, tras terminar el Estado de alarma, para la reactivación del contrato o modificación de la potencia, sin coste alguno, salvo determinadas situaciones. Las futuras Leyes de Presupuestos Generales del Estado (PGE) que se aprueben tras la entrada en vigor del Real Decreto Ley 11/2020, de 31 de marzo, incluirán las partidas correspondientes para compensar al Sector Eléctrico la reducción de ingresos que estas medidas supongan. Se contemplan medidas similares para el Sector Gasista. 73 − Suspensión de facturas de suministro: posibilidad para los puntos de suministro titularidad de autónomos y pequeñas y medianas empresas, y durante el Estado de alarma, de solicitar a su comercializador (o, en su caso, a su distribuidor), por medios que no requieran desplazamiento físico, la suspensión del pago de facturas de periodos de facturación que contengan días integrados en el Estado de alarma. En dicho caso, el comercializador quedará eximido de abonar los peajes de transporte y distribución al distribuidor hasta que el cliente pague la factura completa. También estará eximido el comercializador de liquidar el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA), el impuesto especial sobre la electricidad, y, en su caso, el impuesto especial sobre los hidrocarburos para generación eléctrica hasta que el cliente pague la factura completa o pasen 6 meses desde la finalización del Estado de alarma. No obstante, la opción de retrasar el ingreso de estos tributos no ha sido ejercitada en ningún caso por ENDESA. Terminado el Estado de alarma, lo adeudado se regularizará en partes iguales en las facturas de los periodos de facturación que integren los 6 meses siguientes. Asimismo, las comercializadoras que vean reducidos sus ingresos, o las distribuidoras cuyos ingresos por peajes se vean reducidos, podrán solicitar los avales definidos en el Real Decreto Ley 8/2020, de 17 de marzo, o cualquier otra línea creada con dicho fin. − Derechos de acceso: extensión del plazo para aquellos derechos de acceso que caducaban el 31 de marzo de 2020, quedando fijado el nuevo plazo 2 meses después desde la finalización del Estado de alarma o sus prórrogas. En este contexto, igualmente, a través de la Orden SND/260/2020, de 19 de marzo, quedó suspendida, mientras estuvo en vigor el Estado de alarma, la activación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad por criterios económicos. Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Economía. Con fecha 7 de octubre de 2020 el Gobierno presentó el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de la Economía para responder a los retos de la próxima década centrándose en 4 transformaciones necesarias para modernizar e impulsar la economía de España: la transición ecológica, la transformación digital, la igualdad de género y la cohesión social y territorial. El Plan de Recuperación comportará un importante volumen de inversión pública y privada en los próximos años, que se financiará con fondos del Plan de Recuperación de la Unión Europea (UE) (“Next Generation EU”), lo que permitirá a España obtener hasta 140.000 millones de euros, de los que 69.500 millones de euros serán subvenciones a fondo perdido y el resto préstamos. El Gobierno, incorporó en la Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuesto Generales del Estado (PGE) para 2021, una cuantía de 27.000 millones de euros en concepto de adelanto de estos fondos (una cuantía similar ha sido incluida en la Ley 22/2021, de 28 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para 2022). El Plan recoge 10 políticas clave que se consideran tractoras por incidir directamente en los sectores productivos con mayor capacidad de transformación del tejido económico y social, y que son las siguientes: 1. Agenda urbana y rural, lucha contra la despoblación y desarrollo de la agricultura. 2. Infraestructuras y ecosistemas resilientes. 3. Transición Energética justa e inclusiva. 4. Una Administración para el siglo XXI. 5. Modernización y digitalización del tejido industrial y de la pyme, recuperación del turismo e impulso a una España nación emprendedora. 6. Pacto por la ciencia y la innovación. Refuerzo a las capacidades del Sistema Nacional de Salud. 7. Educación y conocimiento, formación continua y desarrollo de capacidades. 8. Nueva economía de los cuidados y políticas de empleo. 9. Impulso de la industria de la cultura y el deporte. 10. Modernización del sistema fiscal para un crecimiento inclusivo y sostenible. La inversión en transición ecológica representará más del 37% del total del Plan y la digitalización un 33%. En el ámbito de la energía, las políticas anteriores incluyen acciones tales como: el despliegue masivo de la generación renovable, de redes inteligentes e infraestructuras eléctricas; el desarrollo de una hoja de ruta del hidrógeno renovable y su integración sectorial; el desarrollo de una Estrategia de Transición Justa para 74 garantizar el empleo de las zonas afectadas por la Transición Energética; y el fomento de la movilidad sostenible y la rehabilitación de edificios así como la promoción de medidas de eficiencia energética. En este sentido, con el objetivo de garantizar la correcta ejecución de los fondos, el Plan prevé un modelo de Gobernanza de cara a la selección, evaluación y coordinación de los distintos proyectos. Se instrumentará una colaboración específica con las Comunidades y Ciudades Autónomas y se creará una Comisión Interministerial y una Unidad de Seguimiento. El Gobierno pretende igualmente eliminar las trabas que dificulten la ejecución de proyectos, al objeto de que la burocracia no sea un freno al desarrollo del Plan. Asimismo, con fecha 31 de diciembre de 2020 se publicó el Real Decreto Ley 36/2020, de 30 de diciembre, por el que se aprueban medidas urgentes para la modernización de la Administración Pública y para la ejecución del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que recoge una serie de medidas para facilitar la gestión de los Fondos Europeos del Plan de Recuperación de la Unión Europea (UE) (“Next Generation EU”), tales como la agilización de trámites, la mejora de la colaboración público-privada, mediante la introducción, entre otros, de la figura de los Proyectos Estratégicos para la Recuperación y Transformación Económica (PERTE), como elemento clave para la ejecución de los distintos proyectos tractores del Plan; y el desarrollo de mecanismos específicos de gobernanza. Con fecha 27 de abril de abril de 2021 el Consejo de Ministros aprobó el texto final del citado Plan, que ha sido finalmente aprobado por el Consejo Europeo con fecha 13 de julio de 2021. La aprobación por el Consejo Europeo permite el desembolso de 9.000 millones de euros a España en concepto de pre-financiación, equivalente al 13% de la cuantía total asignada a España. Finalmente, con fecha 30 de septiembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden HFP/1030/2021, de 29 de septiembre, por la que se configura el sistema de gestión del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, que recoge las directrices necesarias para garantizar el cumplimiento coordinado de la ejecución del Plan, así como la Orden HFP/1031/2021, de 29 de septiembre, por la que se establece el procedimiento y formato de la información a proporcionar por las Entidades del Sector Público Estatal, Autonómico y Local para el seguimiento del cumplimiento de hitos y objetivos y de ejecución presupuestaria y contable de las medidas de los componentes del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. A raíz de lo anterior, se han lanzado desde distintos Ministerios varias convocatorias para la presentación de proyectos concretos en determinados ámbitos de actuación de dicho Plan. Real Decreto Ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica. Con fecha 24 de junio de 2020 se publicó el Real Decreto Ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica. Los aspectos más relevantes de este Real Decreto Ley son los siguientes: − Mejora de la regulación de los permisos de acceso y conexión a la red de las energías renovables, para evitar la especulación, contemplando mecanismos específicos para otorgar capacidad de acceso en nudos de red afectados por procesos de transición justa. − Nuevo modelo de subastas para los futuros desarrollos de energías renovables, basado en el reconocimiento a largo plazo de un precio fijo por la energía, pudiéndose distinguir entre distintas tecnologías. Se podrá eximir de las subastas a proyectos de pequeña magnitud y demostradores. − Introducción de nuevas figuras: titulares de almacenamientos, agregadores independientes y comunidades de energías renovables. − Simplificación de trámites de las instalaciones renovables y su infraestructura eléctrica, infraestructuras de recarga rápida (250 kW) y proyectos de I+D+i o demostrativos. − El superávit acumulado del Sistema Eléctrico podrá usarse para cubrir desajustes de 2019 y 2020. − Incremento del límite máximo de inversión retribuible en distribución en 2020-2022, pasando del 0,13% al 0,14% del Producto Interior Bruto (PIB). − Se define el objeto del Instituto para la Transición Justa, que velará por reducir los impactos en el empleo y la despoblación de zonas afectadas por el proceso de transición. 75 Ley 5/2020, de 29 de abril, de la Generalitat de Catalunya. Con fecha 2 de junio de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Ley 5/2020, de 29 de abril, de la Generalitat de Catalunya, de medidas fiscales, financieras, administrativas y del sector público y de creación de impuesto sobre las instalaciones que inciden en el medioambiente. Entre otros aspectos, esta Ley recoge la creación y regulación de un impuesto sobre las instalaciones que inciden en el medioambiente en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Cataluña. En concreto, este nuevo impuesto grava la producción, almacenamiento, transformación y transporte de energía eléctrica en Cataluña. En el ámbito de la generación, se grava la producción de energía con una tasa general de 5 €/MWh, que será de 1 €/MWh para los ciclos combinados, quedando excluidas en todo caso la generación hidráulica y la generación con fuentes renovables, así como con biomasa, biogás, la cogeneración de alta eficiencia o con purines. En el ámbito del transporte se establece una cuota en función del nivel de tensión de las instalaciones, estando exentas las de tensión inferior a 30 kV y las instalaciones de evacuación de producción renovable. Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, de códigos de red. Con fecha 8 de julio de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas. Este Real Decreto incluye determinados elementos asociados a la adaptación de la normativa española a los códigos europeos de red recogidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, 2016/1388 y 2016/1447 de la Comisión Europea, de 14 de abril, 17 de agosto y 26 de agosto, respectivamente, los cuales establecen el marco de requisitos técnicos mínimos de diseño y operación que las instalaciones de generación, la demanda y los sistemas de alta tensión conectados en corriente continua deberán cumplir para su conexión a la red eléctrica. Asimismo, incluye otras modificaciones sobre otras disposiciones, como el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos o el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, que regula la actividad de generación en los Sistemas Eléctricos de los Territorios No Peninsulares (TNP). Órdenes por las que se ejecutan determinadas Sentencias del Tribunal Supremo en relación con la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. Con fecha 21 de septiembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/865/2020, de 15 de septiembre, por las que se ejecutan diversas Sentencias del Tribunal Supremo en relación con la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica de 2016. En el caso de ENDESA, se establece uno nuevo valor para el parámetro λ i base (coeficiente en base uno que refleja para la empresa i el complemento a uno del volumen de instalaciones puestas en servicio hasta el 31 de diciembre del año base, que han sido financiadas y cedidas por terceros). Normativa sobre permisos de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. De acuerdo con las nuevas responsabilidades atribuidas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) derivada del Real Decreto Ley 1/2019, de 11 de enero, la normativa específica sobre permisos de acceso y conexión ha de ser desarrollada tanto por el Gobierno, a través de Real Decreto, como por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), a través de una Circular, en función de las respectivas competencias. Con fecha 30 de diciembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE), el Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Este Real Decreto regula los criterios y el procedimiento para la concesión de los permisos de acceso y conexión tanto para productores como para consumidores. El criterio general será la prelación temporal. No obstante, con el fin de dar impulso a la penetración de las energías renovables, se establecen excepciones a este criterio general en los casos de hibridación de instalaciones de generación existentes y de concursos de capacidad de acceso en nuevos nudos de la red de transporte o en aquellos nudos donde se libere o aflore capacidad de potencia. Se establece la posibilidad de que, mediante Orden Ministerial, se convoquen concursos de capacidad sólo aplicables en nuevos nudos que se introduzcan mediante un nuevo proceso de planificación, o aquellos en los que se libere un determinado volumen de capacidad de acceso. Los participantes deberán ser 76 instalaciones de generación renovable, que pueden incluir además almacenamiento. Se regulan igualmente aspectos relativos al almacenamiento y la hibridación de instalaciones, así como el régimen de garantías. Por último, se introducen exenciones para los permisos de acceso y conexión a las instalaciones de autoconsumo, y se elimina la figura del interlocutor único de nudo, encargado hasta ahora de la tramitación de los permisos de acceso y conexión cuando existían solicitudes de conexión de múltiples actores para un mismo nudo, de modo que a partir de ahora cada promotor se relacionará directamente con el gestor de la red. Asimismo, con fecha 22 de enero de 2021, se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE), la Circular 1/2021, de 20 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica. Esta Circular regula los procedimientos, plazos y criterios para la evaluación de la capacidad de acceso y el otorgamiento de los permisos. En este sentido, con fecha 3 de noviembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/1182/2021, de 2 noviembre, corregida posteriormente por la Orden TED/1198/2021, de 3 de noviembre, por la que se regula el procedimiento y requisitos aplicables al concurso público para la concesión de capacidad de acceso de evacuación a la red de transporte de energía eléctrica de instalaciones de generación de procedencia renovable en el Nudo de Transición Justa Mudéjar 400 kV y se procede a su convocatoria. Esta Orden establece las bases reguladoras específicas para la concesión de capacidad de acceso en el Nudo de Transición Justa Mudéjar afectado por el cierre de la Central Térmica de Teruel y con el objetivo de aflorar nueva potencia renovable y optimizar su potencial con la generación de beneficios socio- económicos para esta zona. Real Decreto Ley 34/2020, de 17 de noviembre, de medidas urgentes de apoyo a la solvencia empresarial y al sector energético, y en materia tributaria. Con fecha 18 de noviembre se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 34/2020, de 17 de noviembre, de medidas urgentes de apoyo a la solvencia empresarial y al sector energético, y en materia tributaria, por medio del cual se ampliaban para el año 2020 las transferencias de los ingresos procedentes de las subastas de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI) al Sector Eléctrico, en función de la recaudación efectiva, y hasta un máximo de 1.000 millones de euros. Para el año 2021, la Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado (PGE), contempla una medida equivalente. Proyecto de Ley por la que se crea el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico. Con fecha 16 de diciembre de 2020 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico inició un proceso de consulta pública de un Anteproyecto de Ley por el que se crea el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, cuya finalidad es financiar, total o parcialmente, los costes asociados al régimen retributivo específico de las energías renovables, cogeneración y residuos, actualmente recogidos en los peajes de acceso de la electricidad. Este Fondo se dotará de las aportaciones de los operadores de los distintos sectores energéticos, y no sólo el eléctrico, los impuestos derivados de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, los ingresos de las subastas de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), así como otras aportaciones, con un límite del 10% de los ingresos anuales del Fondo, de partidas de los Presupuestos Generales del Estado (PGE) o de fondos comunitarios. De este modo, este Anteproyecto contempla un mecanismo orientado a redistribuir entre todos los sectores energéticos el coste asociado al cumplimiento de los objetivos renovables existentes a nivel país. El Anteproyecto contempla un proceso gradual de asunción en un plazo de 5 años. Con fecha 1 de junio de 2021 el Consejo de Ministros aprobó el Proyecto de Ley por la que se crea el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE), que a la fecha actual se encuentra en tramitación parlamentaria. 77 Estrategia de Almacenamiento Energético. Con fecha 9 de febrero de 2021, el Consejo de Ministros aprobó la Estrategia de Almacenamiento Energético, elemento considerado clave para la transición hacia una economía neutra en emisiones y la efectiva integración de las energías renovables en el Sistema Eléctrico. La Estrategia de Almacenamiento Energético cuantifica las necesidades de almacenamiento en coherencia con lo previsto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) y el objetivo de neutralidad climática antes de 2050, pasando de los 8,3 GW disponibles en la actualidad, a alrededor de 20 GW en 2030 y 30 GW en 2050. Además, se clasifica el conjunto de tecnologías que conforman el almacenamiento de energía según el método y sistema aplicable, se identifican las acciones para su efectivo despliegue y los retos regulatorios para la participación del almacenamiento en los mercados de electricidad, teniendo en cuenta los procedimientos de acceso a mercados así como su papel en la estructura y señales de precio, y se analizan igualmente los retos económicos que suponen y la necesidad de políticas industriales que incentiven su financiación. Proyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del dióxido de carbono (CO 2 ) no emitido. Con fecha 1 de junio de 2021, el Consejo de Ministros inició la tramitación de un Anteproyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del dióxido de carbono (CO 2 ) no emitido del mercado eléctrico. Tras finalizar la fase previa de consultas, con fecha 3 de agosto de 2021 el Consejo de Ministros ha acordado su aprobación como Proyecto de Ley, que ha sido remitido al Congreso de los Diputados para su tramitación, actualmente en curso. Dicho Proyecto de Ley establece una obligación de pago a las instalaciones de producción peninsulares no emisoras de gases de efecto invernadero en funcionamiento antes del 25 de octubre de 2003, en una cuantía equivalente a la supuesta incorporación al precio del mercado mayorista del valor de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) que exceda de 20,67 euros/tCO 2 por parte de las tecnologías emisoras marginales. Se excluyen las instalaciones con potencia igual o inferior a 10 MW, sea cual sea su fecha de puesta en funcionamiento, así como aquellas que tengan un régimen retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Los importes recaudados se destinarán a financiar mecanismos de capacidad y el resto de los cargos de la tarifa (principalmente energías renovables y desajustes temporales), salvo un 10% para cofinanciar, en la parte de las Administraciones Públicas, el coste de suministro de los clientes vulnerables severos en riesgo de exclusión social. Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes sobre la fiscalidad de la energía. Con fecha 25 de junio de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad con la finalidad de reducir el impacto de la subida del precio de la electricidad a los consumidores. En concreto, este Real Decreto Ley contempla las siguientes medidas: − Reducción del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) del 21% a 10%, y con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021, para los suministros de electricidad con potencia contratada igual o inferior a 10 kW, siempre y cuando el precio medio aritmético del mercado diario del último mes natural anterior al del último día del periodo de facturación supere los 45 euros/MWh, así como, en todo caso, para los perceptores del Bono Social que sean vulnerables severos o en riesgo de exclusión social. Esta reducción del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) ha sido posteriormente prorrogada hasta el 30 de abril de 2022 por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. − Suspensión temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica durante el tercer trimestre de 2021 que ha sido prorrogada hasta 31 de diciembre de 2021 por el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, y hasta el 31 de marzo de 2022 por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre. 78 Adicionalmente, el Real Decreto Ley establece que, si en el ejercicio 2020 se generase un superávit de ingresos del Sector Eléctrico, éste se destinará en su totalidad a cubrir los desajustes temporales del ejercicio 2021. Propuesta de Real Decreto sobre redes de distribución de energía eléctrica cerradas. Con fecha 11 de junio de 2021 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en desarrollo de lo previsto en el Real Decreto Ley 20/2018, de 7 de diciembre, inició la tramitación de un Real Decreto que regula las condiciones y requisitos particulares de las redes de distribución de energía eléctrica cerradas y sus titulares, así como el procedimiento de autorización administrativa y las circunstancias para su revocación. Real Decreto Ley 16/2021, de 3 de agosto, por el que se adoptan medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Con fecha 4 de agosto de 2021 se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 16/2021, de 3 de agosto, por el que se adoptan medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Entre otros aspectos, en el ámbito de energía se amplió hasta el 31 de octubre de 2021 la prohibición de suspensión del suministro de electricidad, agua y gas natural y el acceso al Bono Social por parte de determinados colectivos en situación de vulnerabilidad económica derivada de la crisis sanitaria. Estas medidas han sido prorrogadas hasta el 28 de febrero de 2022 con la publicación el 27 de octubre 2021 en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Real Decreto Ley 21/2021, de 26 de octubre, por el que se prorrogan las medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, protección de los consumidores e introducción de la transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural. Con fecha 15 de septiembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, que ha sido convalidado por el Congreso de los Diputados con fecha 14 de octubre de 2021. Adicionalmente, esta disposición ha sido complementada con la publicación el 27 de octubre de 2021 del Real Decreto Ley 23/2021, de 26 de octubre, de medidas urgentes en materia de energía para la protección de los consumidores y la introducción de transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural, convalidado en el Congreso el 25 de noviembre de 2021. Igualmente, en esa misma fecha se ha publicado el Real Decreto Ley 21/2021, de 26 de octubre, por el que se prorrogan las medidas de protección social para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica. Los principales aspectos que derivan de estas disposiciones son los siguientes: − Desde su entrada en vigor, el 16 de septiembre de 2021, y hasta el 31 de marzo de 2022, se establece una obligación de pago a las instalaciones de generación no emisoras en una cuantía proporcional al supuesto mayor ingreso que habrían obtenido como consecuencia de la incorporación a los precios de la electricidad en el mercado mayorista del valor del precio del gas natural. Se excluyen las instalaciones con un régimen retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y las de potencia igual o inferior a 10 MW. El importe resultante de dicha minoración de ingresos será destinado a reducir los cargos del Sistema. Asimismo, el alcance de la obligación de pago no aplicará a la energía cubierta por contratos a plazo y precio fijo anteriores al Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, ni a la energía cubierta por nuevos contratos a precio fijo con cobertura por un periodo igual o superior a un año. En el caso de que en estos instrumentos de contratación a plazo parte de la energía esté indexada parcialmente al precio de mercado, se excluirá únicamente la parte proporcional no indexada. Los productores remitirán mensualmente una declaración responsable y documentación acreditativa de la energía cubierta por instrumentos a plazo. Además, se establece que los productores y comercializadoras deberán informar periódicamente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de los instrumentos de contratación a plazo, tanto físicos como financieros, entre empresas del mismo grupo empresarial o con terceros. − Se establecen mecanismos de mercado para fomentar la contratación a largo plazo, mediante subastas de contratos de compra de energía a largo plazo, a las que se vincula hasta un máximo del 25% del valor más bajo en 10 años de la producción inframarginal gestionable y no emisora que no tenga retribución 79 específica ni sea adjudicataria de subastas renovables. Serán sujetos vendedores aquellos productores de energía eléctrica que tengan la condición de operadores dominantes en la generación de energía eléctrica. Y podrán ser sujetos compradores las comercializadoras (excepto las de los grupos que sean operadores principales eléctricos) y los consumidores directos, así como las comercializadoras de referencia en los términos que fije la resolución de la convocatoria. − Se establece un suministro mínimo vital para los consumidores vulnerables en situación de impago transcurridos cuatro meses desde el primer requerimiento de pago, estableciéndose reglamentariamente una potencia límite que garantice unas condiciones mínimas de confort, que no podrá ser superada durante un periodo de seis meses en los que el suministro no se podrá interrumpir. − Se incrementa la cuantía mínima de ayuda a los beneficiarios del Bono Social térmico, de 25 a 35 euros, con aplicación inmediata, y además, se aumenta el presupuesto asignado para el mismo en 2021 en 100 millones de euros, hasta un total de 203 millones de euros. − Se incrementan los descuentos del Bono Social eléctrico hasta el 31 de marzo de 2022, del 25% al 60% para el consumidor vulnerable, y del 40% al 70% para el consumidor vulnerable severo. Esta medida ha sido prorrogada por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, hasta el 30 de abril de 2022. − Las comercializadoras tendrán que informar a los clientes de cualquier intención de modificación del contrato con un mes de antelación, incluyendo una comparativa de precios y estimación del coste anual, antes y después de dicha modificación. Asimismo, deberán publicar y remitir a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) información transparente, comparable y actualizada de los precios de las ofertas disponibles en todo momento, incluyendo las condiciones sobre terminación de contrato y servicios adicionales que exija la contratación. − Se establecen medidas de carácter fiscal y presupuestario, en concreto la prórroga de la suspensión temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica y la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad del 5,1% al 0,5% hasta el 31 de diciembre de 2021 (extendidas posteriormente hasta el 30 de abril y 31 de marzo de 2022, respectivamente, por el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre), así como el aumento en 900 millones de euros, hasta un máximo de 2.000 millones de euros, de los ingresos a destinar en 2021 al Sistema Eléctrico en relación con las subastas de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). − En el ámbito del gas natural, se limita el efecto en la Tarifa de Último Recurso (TUR) del incremento del coste de la materia prima, que será repercutido de forma diferida. − Por último, se modifica la Ley de Aguas con el fin de evitar desembalses súbitos de los embalses de más de 50 hm 3 , para los que se fija un régimen mínimo y máximo de desembalse mensual y un régimen de reservas mensuales. Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. Con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto Ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables. Los principales aspectos que recoge este Real Decreto Ley son los siguientes: − En materia de fiscalidad, y como se ha indicado anteriormente, se prorroga hasta el 31 de abril de 2022 la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad y el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA), y hasta el 31 de marzo de 2022 la suspensión del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica. − Se prorroga hasta el 30 de abril de 2022 el aumento de la cobertura a los consumidores con Bono Social (60% para consumidores vulnerables y 70% para consumidores vulnerables severos). − Con el fin de dar impulso al autoconsumo, se introducen modificaciones en la regulación actual para agilizar su tramitación, así como para vincular estas redes no sólo a los consumidores conectados a la 80 red interior sino también a otros consumidores próximos a dicha red y conectados a través de las redes de distribución y de transporte. − En materia de movilidad eléctrica, y para favorecer el desarrollo de la infraestructura de recarga pública del vehículo eléctrico, se facilita el régimen de autorizaciones de los puntos de recarga en terrenos colindantes a las carreteras, en determinadas condiciones y siempre que se garantice la seguridad vial, y se incorporan nuevas exigencias para los edificios de uso no residencias privado. Igualmente, se crean bonificaciones en los tributos locales. − Se introduce finalmente determinadas modificaciones en el régimen asociado a los permisos de acceso y conexión, ampliando los plazos contemplados en el Real Decreto Ley 23/2021, de 26 de octubre, para facilitar el desarrollo de los proyectos, y recogiéndose la posibilidad de renuncia voluntaria al permiso de acceso y conexión obtenido o en trámite antes de la entrada en vigor de este Real Decreto Ley, devolviéndose las garantías. Medidas para impulsar la actividad de rehabilitación residencial. En el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, con fecha 6 de octubre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto Ley 19/2021, de 5 de octubre, de medidas urgentes para impulsar la actividad de rehabilitación edificatoria. Este Real Decreto Ley, entre otros aspectos, introduce nuevas deducciones fiscales en el Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas (IRPF) que se aplicarán sobre las cantidades invertidas en obras de rehabilitación que contribuyan a mejorar la eficiencia energética de la vivienda habitual y en los edificios residenciales, acreditadas a través de certificado de eficiencia energética; y, además, establece la creación de una línea de avales del Instituto de Crédito Oficial (ICO) para la cobertura parcial de la financiación de obras de rehabilitación que contribuyan a la mejora de la eficiencia energética. Igualmente, con fecha con fecha 6 de octubre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial de Estado (BOE) el Real Decreto 853/2021, de 5 de octubre, por el que se regulan los programas de ayuda en materia de rehabilitación residencial y vivienda social del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia. Este Real Decreto, entre otros aspectos, regula seis programas de ayuda: del uno al cinco, vinculados a las actuaciones en materia de rehabilitación y mejora de la eficiencia energética en viviendas, y el seis, al impulso de la construcción de vivienda de alquiler social. Los programas se articularán mediante la transferencia directa de fondos a las Comunidades Autonómicas y las Ciudades Autónomas de Ceuta y Melilla, que éstas aplicarán, mediante convocatorias de ayudas en sus respectivos ámbitos territoriales. Real Decreto 1125/2021, de 21 diciembre, por el que se regula la concesión de subvenciones directas a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la realización de inversiones de digitalización de redes de distribución y en infraestructuras para la recarga del vehículo eléctrico. Con fecha 22 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el Real Decreto 1125/2021, de 21 de diciembre, que impulsa la digitalización de las redes de distribución y la infraestructura de recarga en vía pública mediante ayudas con cargo a los fondos europeos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR). El importe de las ayudas será de 525 millones de euros para el periodo 2021-2023, que serán repartidos entre las distribuidoras según su cuota retributiva. Las empresas distribuidoras deberán presentar estas actuaciones, cuya inversión cofinanciarán al 50%, dentro de sus planes de inversión anuales, junto con otra información complementaria relativa a los impactos sobre el empleo, la cadena de valor industrial y la penetración renovable, así como programas digitales de mejora de calidad de atención al consumidor. Propuesta de Orden de mercado de capacidad. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha iniciado la tramitación de una propuesta de Orden por la que se crea un mercado de capacidad en el Sistema Eléctrico Peninsular. La propuesta contempla un sistema de subastas (“pay as bid”), mediante el cual se contratarán las necesidades de potencia firme (MW) detectadas en los análisis de cobertura de la demanda realizado por el Operador del Sistema, Red Eléctrica de España, S.A.U. (REE). El sistema de subastas está abierto a instalaciones existentes y nuevas, de generación, almacenamiento y gestión de demanda, estableciéndose determinados requisitos en cuanto a las emisiones máximas de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) de las instalaciones participantes. 81 El proyecto de Orden regula, asimismo, aspectos relacionados con las distintas tipologías de subasta previstas, los derechos y obligaciones de los proveedores del servicio de capacidad, incluido su régimen retributivo o el esquema de penalizaciones en caso de incumplimiento por parte de los referidos sujetos. Sistema Gasista. Con fecha 22 de mayo de 2015 se publicó la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, cuyo objetivo es, entre otros, modificar la Ley de Hidrocarburos para actualizarla a los nuevos tiempos con el objetivo de incrementar la competencia y la transparencia en el sector de hidrocarburos, reducir el fraude, garantizar una mayor protección al consumidor, reducir costes para los consumidores y adaptar el régimen de infracciones y sanciones. En el ámbito del gas natural, se persigue crear un mercado organizado de gas natural que permitirá obtener precios más competitivos y transparentes para los consumidores, así como facilitar la entrada de nuevos comercializadores incrementando la competencia. Igualmente, se designa al Operador del Mercado organizado de gas, se posibilita que cualquier instalador de gas natural habilitado pueda realizar la inspección de las instalaciones (anteriormente se hacían a través de los distribuidores), se fomenta la entrada de nuevos comercializadores mediante el reconocimiento mutuo de licencias para comercializar gas natural con otro país miembro de la Unión Europea (UE) con el que exista un acuerdo previo, y se adoptan algunas medidas en relación con las existencias mínimas de seguridad para, sin menoscabar la seguridad de suministro, dotar a los comercializadores de una mayor flexibilidad y un menor coste, habilitando a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES) a mantener las existencias estratégicas de gas natural. Con fecha 31 de octubre de 2015 se publicó el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del Sistema Gasista. Este Real Decreto contiene las normas básicas para el funcionamiento de este mercado del gas, así como otras medidas como el procedimiento de inspección de las instalaciones de gas. Con fecha 13 de diciembre de 2017 se publicó, tras acuerdo del Consejo de Ministros de 10 de noviembre de 2017, una resolución por la que se establecen las condiciones para la prestación del servicio de creador de mercado obligatorio por parte de los operadores dominantes del mercado de gas natural, entre los que se incluye ENDESA. Tarifa de gas natural 2021. La Circular 6/2020, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural, y entre otros aspectos, estableció que esta Comisión debe fijar los valores de los peajes de acceso a las instalaciones de regasificación y, en su caso, los términos de facturación del término de conducción de los peajes de transporte y distribución, aplicables a partir del 1 de octubre de 2020. Con fecha 29 de diciembre de 2020 se publicó la Resolución, de 21 de diciembre, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que establece la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar desde el 1 de enero de 2021, resultando un incremento medio del 4,6% y del 6,3% según se trate de la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1) o Tarifa de Último Recurso 2 (TUR2), respectivamente, por el incremento del coste de la materia prima. Con fecha 30 de junio de 2021 se publicó la Resolución de 24 de junio de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que establece la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar desde el 1 de julio de 2021, resultando un incremento de 2,9% y 3,9% según se trate de la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1) o la Tarifa de último Recurso 2 (TUR 2) respectivamente, por el incremento del coste de materia prima. Finalmente, con fecha 29 de septiembre de 2021 se ha publicado la Resolución de 26 de septiembre de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, que aprueba la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar desde el 1 de octubre 2021, y que, conforme al Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, resulta en un incremento de 0,9%, 4,6% y 11,2% según se trate de la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1), Tarifa de último Recurso 2 (TUR 2) o la Tarifa de Último Recurso 3 (TUR3). 82 Tarifa de gas natural para 2022. Con fecha 25 de diciembre de 2021 se ha publicado la Resolución de 22 de diciembre de 2021, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la Tarifa de Último Recurso (TUR) de gas natural a aplicar en el primer trimestre de 2022, y que, teniendo en cuenta lo contemplado en el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, resulta en un incremento aproximado del 5,4%, 6,8% y un 7,5% respectivamente para la Tarifa de Último Recurso 1 (TUR1), Tarifa de último Recurso 2 (TUR 2) o la Tarifa de Último Recurso 3 (TUR3). 6.2. Marco normativo de Europa A continuación, se describen las principales novedades en el marco regulatorio europeo que, bien se han aprobado en el año 2021, o han tenido un impacto relevante sobre las Cuentas Anuales Consolidadas de dicho ejercicio. Energía y medioambiente en Europa. El Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de junio de 2021, por el que se establece el marco para lograr la neutralidad climática y se modifican los Reglamentos relativos a Legislación europea sobre el clima, establece un objetivo europeo en 2030 de reducción interna de emisiones netas de gases de efecto invernadero (GEI) de, al menos, un 55% respecto a los niveles de 1990. Asimismo, con fecha 14 de julio de 2021, la Comisión Europea publicó un paquete de propuestas para apoyar el cumplimiento de dicho objetivo, siendo las principales las siguientes: − La revisión del Régimen de comercio de derechos de emisión (denominado en inglés “Emissions Trading Scheme” (ETS)), que reduce el límite de emisiones al incrementar la tasa anual de reducción. Entre otros aspectos, se propone: eliminar la asignación gratuita de certificados para la aviación e incluir a la navegación marítima en el “Emissions Trading Scheme” (ETS); crear un nuevo sistema de emisiones para el transporte de carretera y edificios. − El refuerzo del Reglamento sobre reducciones anuales vinculantes de las emisiones de gases de efecto invernadero por parte de los Estados Miembros (denominado en inglés “Effort Sharing Regulation”) mediante objetivos de reducción de emisiones para edificios, transporte por carretera y marítimo europeo, agricultura, residuos y pequeña industria para cada Estado Miembro. − La revisión de la Directiva de Renovables, que establece un objetivo de 40% de energía proveniente de fuentes renovables para 2030. Se proponen objetivos específicos de renovables en transporte, calor y frío, edificios e industria y se hacen más estrictos los criterios de Sostenibilidad de bioenergía. − La revisión de la Directiva de Eficiencia Energética, que propone un objetivo obligatorio más ambicioso para reducir el uso energético a nivel de la Unión Europea (UE). El sector público tendrá que renovar el 3% de sus edificios cada año. − Se proponen estándares de emisiones más restrictivos para coches y furgonetas, de forma que todos los coches nuevos registrados en 2035 serán cero-emisiones. En concreto, para asegurar la recarga, el Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo relativo a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, requerirá expandir la capacidad de recarga en línea con la venta de los vehículos cero-emisiones e instalar puntos de recarga y repostaje en las principales autopistas (cada 60 km para carga eléctrica y cada 150 km para recarga de hidrógeno). − Se requiere que la aviación y el sector marítimo tengan acceso a electricidad limpia en los principales puertos y aeropuertos. − La revisión de la Directiva de fiscalidad energética, que propone alinear la fiscalidad de los productos energéticos con las políticas europeas de energía y clima. − Se propone un nuevo mecanismo de ajuste en frontera por emisiones de carbono que pondrá precio al dióxido de carbono (CO 2 ) de las importaciones de algunos productos, entre ellos la electricidad. Con el mismo objetivo, con fecha 15 de diciembre de 2021 la Comisión Europea ha lanzado su paquete de propuestas para gases bajos en emisiones y renovables, que define el marco normativo para el hidrógeno y la revisión de la Directiva de Eficiencia Energética de Edificios. 83 Finanzas sostenibles. A raíz de la adopción por parte de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible y del Acuerdo de París sobre Cambio Climático, la Comisión Europea publicó su Plan de Acción “Financiar el crecimiento sostenible”, siendo uno de los objetivos fijados en dicho Plan reorientar los flujos de capital hacia inversiones sostenibles (véase Nota 5.2). Dentro de este Plan de Acción se publicó en 2020 el Reglamento (UE) 2020/852 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de junio de 2020, relativo al establecimiento de un marco para facilitar las inversiones sostenibles (Reglamento de taxonomía). En este sentido, para que una actividad económica sea considerada medioambientalmente sostenible deberá contribuir sustancialmente a uno o varios de los seis objetivos medioambientales que recoge el citado Reglamento, entre ellos, la mitigación del Cambio Climático y la adaptación al Cambio Climático, así como no causar ningún perjuicio significativo a alguno de los otros objetivos medioambientales. Asimismo, los criterios técnicos que se deben cumplir para que se considere que una actividad económica contribuye de forma sustancial a la mitigación del Cambio Climático y a la adaptación al Cambio Climático se han definido a través del Reglamento Delegado (UE) 2021/2139 de la Comisión, de 4 de junio de 2021. Con carácter general quedan dentro de la taxonomía las actividades de producción de electricidad con fuentes renovables y excluida la generación con combustibles fósiles. Actualmente queda pendiente de definir los criterios técnicos que debe cumplir la energía nuclear y la producción eléctrica con gas natural para quedar amparados por la taxonomía. Por último, con fecha 10 de diciembre de 2021 se ha publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) el Reglamento Delegado (UE) 2021/2178 de la Comisión de 6 de julio de 2021 que detalla la información y los cálculos a realizar para cumplir con las obligaciones contenidas en el Reglamento de taxonomía. Regulación Financiera. En el ámbito de la regulación financiera como consecuencia de la salida del Reino Unido de la Unión Europea (UE) (conocida como Brexit) y de la pandemia del COVID-19, se ha revisado la Directiva 2014/65/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 15 de mayo de 2014, relativa a los mercados de instrumentos financieros (Directiva “Markets in Financial Instruments Directive” (MIFID II)). Entre otros aspectos, se han simplificado las fórmulas de cálculo que fundamentan la solicitud de la exención de dicha Directiva, así como los trámites, para aquellas empresas para las que la negociación por cuenta propia con derivados sobre materias primas o con derechos de emisión o derivados; o la prestación de servicios de inversión sobre tales productos constituya una actividad auxiliar a su negocio principal. Códigos de red y mercados. Durante el año 2021 se ha continuado avanzando en los desarrollos normativos derivados de los denominados códigos de red. En España se han adaptado los límites de precio de las ofertas del mercado diario e intradiario a los límites técnicos armonizados a nivel europeo. En relación con el mercado diario, se ha producido un gran hito con el acoplamiento de varios países del Este de Europa (entre ellos Rumania, Republica Checa, Hungría, etc.). En cuanto al mercado intradiario continuo, se ha acoplado el mercado italiano. Ayudas de Estado. A finales de 2021 la Comisión Europea aprobó las nuevas Directrices sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía (CEEAG, por sus siglas en inglés). Las nuevas Directrices permiten más apoyo y facilidades de tramitación a las energías renovables y a los proyectos que permiten alcanzar los objetivos del Pacto Verde Europeo, incluyendo medidas para apoyar el desarrollo del hidrógeno. Asimismo, en noviembre 2021 la Comisión Europea también adoptó las normas revisadas sobre ayudas estatales a proyectos importantes de interés común europeo (IPCEIs, por sus siglas en inglés) que sirvan para eliminar los fallos de mercado y facilitar la innovación puntera en sectores y tecnologías clave e 84 inversiones en infraestructuras, con efectos indirectos positivos para la economía de la Unión Europea (UE) en su conjunto. Finalmente, hay que indicar que también está en tramitación la propuesta de modificación del Reglamento general de exención por categorías (GBER, por sus siglas en inglés) que amplía las posibilidades de los Estados Miembro para apoyar varios tipos de proyectos verdes sin necesidad de notificación a la Comisión Europea. 7. Cambios en el perímetro de consolidación. 7.1. Sociedades Dependientes. Incorporaciones. En los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se ha producido la incorporación de las siguientes Sociedades Dependientes al perímetro de consolidación: Transacción Actividad Incorporaciones de Sociedades 2021 y 2020 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2019 (%) Control Económico Control Económico Control Económico Arena Power Solar 11, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Arena Power Solar 12, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Arena Power Solar 13, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 4, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 5, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 6, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Arena Power Solar 33, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Arena Power Solar 34, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Arena Power Solar 35, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 9, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 10, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Energía Eólica Galerna, S.L.U. (1) Adquisición Eólica 100,00 100,00 - - - - Energía Eólica Gregal, S.L.U. (1) Adquisición Eólica 100,00 100,00 - - - - Energía Eólica Ábrego, S.L.U. (1) Adquisición Eólica 100,00 100,00 - - - - Energía Base Natural, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Energía y Naturaleza, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Corchitos I, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Corchitos II Solar, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Zamora Solar 1, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Zamora Solar 3, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Tarifa. S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Villalobillos S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - FRV Gibalbin -Jerez, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Puerto Santa María Energía I, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Puerto Santa María Energía II, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Infraestructuras Puerto Santa María 220, S.L. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 12, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Savanna Power Solar 13, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Arena Power Solar 20, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Productive Solar Systems, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Fundamental Recognized Systems, S.L.U. (1) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Renovables Andorra, S.L.U. (2) Constitución Eólica 100,00 100,00 - - - - Renovables Teruel, S.L.U. (2) Constitución Fotovoltaica 100,00 100,00 - - - - Suggestion Power, Unipessoal, Lda. (3) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 100,00 100,00 - - ENDESA X Servicios, S.L.U. Constitución Comercialización de Productos y Servicios Energéticos 100,00 100,00 100,00 100,00 - - Parque Eólico Tico, S.L.U. (4) Adquisición Eólica 100,00 100,00 100,00 100,00 - - Tico Solar 1, S.L.U. (4) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 100,00 100,00 - - Tico Solar 2, S.L. U. (4) Adquisición Fotovoltaica 100,00 100,00 100,00 100,00 - - (1) Sociedades adquiridas por ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por un importe total de 102 millones de euros, de los cuales 28 millones de euros están pendientes de pago a 31 de diciembre de 2021 (véase Nota 48.2). (2) Sociedades constituidas por ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE). (3) Sociedad adquirida por ENDESA Generación Portugal, S.A. por importe de 6 millones de euros, de los cuales 3 millones de euros están pendientes de pago a 31 de diciembre de 2021 (véase Nota 48.2). (4) Sociedades adquiridas por ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por un importe total de 40 millones de euros, de los cuales 8 millones de euros están pendientes de pago a 31 de diciembre de 2021 (véase Nota 48.2). 85 El precio total de las transacciones formalizadas en el ejercicio 2021 ha sido de 102 millones de euros, de los cuales, 28 millones de euros se encuentran pendientes de desembolso a 31 de diciembre de 2021 conforme al detalle que figura a continuación (véase Nota 48.2): Millones de Euros Desembolsos Pendientes Estipulaciones Pendientes de Cumplimiento Fecha Estimada de Pago 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Arena Power Solar 11, S.L.U. Arena Power Solar 12, S.L.U. Arena Power Solar 13, S.L.U. 6 - Obtención de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y fecha de inicio de la construcción del proyecto (“Ready to Build”). Declaración de Impacto Ambiental (DIA): Junio de 2022 “Ready to Build”: Junio de 2023 Arena Power Solar 20, S.L.U. 2 - Obtención de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y fecha de inicio de la construcción del proyecto (“Ready to Build”). Declaración de Impacto Ambiental (DIA): Junio de 2022 “Ready to Build”: Diciembre de 2023 Arena Power Solar 33, S.L.U. Arena Power Solar 34, S.L.U. Arena Power Solar 35, S.L.U. Savanna Power Solar 4, S.L.U. Savanna Power Solar 5, S.L.U. Savanna Power Solar 6, S.L.U. Savanna Power Solar 9, S.L.U. Savanna Power Solar 10, S.L.U. 20 - Obtención de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y fecha de inicio de la construcción del proyecto (“Ready to Build”). Declaración de Impacto Ambiental (DIA): Septiembre de 2022 “Ready to Build”: Septiembre de 2023 Parque Eólico Tico, S.L.U. Tico Solar 1, S.L.U. Tico Solar 2, S.L.U. 8 26 Inicio de la explotación del proyecto (“Commercial Operation Date” (COD)). “Commercial Operation Date” (COD): Junio de 2022 Suggestion Power, Unipessoal, Lda 3 3 Fecha de inicio de la construcción del proyecto (“Ready to Build”), fecha de comunicación a los respectivos municipios del inicio de las obras de construcción del proyecto (SOC) e inicio de la explotación del proyecto (“Commercial Operation Date” (COD)). “Ready to Build”: Mayo de 2023 (SOC): Julio de 2023 “Commercial Operation Date” (COD): Septiembre de 2024 TOTAL 39 29 Respecto al precio total de dichas transacciones, 85 millones de euros corresponden al precio de la participación en dichas sociedades y 17 millones de euros a la deuda subordinada que las sociedades adquiridas mantenían con los antiguos socios. A 31 de diciembre de 2021 la adquisición de estas sociedades ha supuesto el registro en el epígrafe “Activo Intangible” del Estado de Situación Financiera Consolidado de 85 millones de euros (46 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), correspondientes prácticamente en su totalidad al valor de licencias para el desarrollo de los proyectos de parques eólicos y plantas fotovoltaicas que son traspasados al epígrafe “Inmovilizado Material” del Estado de Situación Financiera Consolidado en el momento en que se inicie la construcción de las instalaciones de energía renovable (véase Nota 23). Las sociedades adquiridas en los ejercicios 2021 y 2020 se encuentran, por una parte, en fase de tramitación de permisos y licencias para el desarrollo de los proyectos, y, por otra parte, en fase de inicio de la construcción de las instalaciones de energía renovable y, por tanto, no han generado ingresos ordinarios desde la fecha de adquisición. En concreto, durante el ejercicio 2021 el importe de las inversiones brutas realizadas por dichas sociedades ha ascendido a 103 millones de euros (6 millones de euros para las sociedades adquiridas en el ejercicio 2020) (véase Nota 20.1). A través de la adquisición de proyectos eólicos y fotovoltaicos, y en línea con las directrices del Plan Estratégico 2022-2024, ENDESA reforzará su presencia en el mercado ibérico de generación ampliando la cartera de activos de naturaleza renovable en su “mix” de producción (véase Nota 5.2). Variaciones. En los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se han producido las siguientes variaciones en los porcentajes de control y económico de las siguientes Sociedades Dependientes: Transacción Actividad Variaciones de Sociedades 2021 y 2020 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2019 (%) Control Económico Control Económico Control Económico Planta Eólica Europea, S.A.U. (1) Adquisición Eólica 100,00 100,00 56,12 56,12 56,12 56,12 Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. (2) Adquisición Comercialización y Distribución 96,42 96,42 96,37 96,37 96,29 96,29 Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Distribución, S.A.U. (2) Adquisición Distribución 100,00 96,42 100,00 96,37 100,00 96,29 Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia, S.A.U. (2) Adquisición Comercialización 100,00 96,42 100,00 96,37 100,00 96,29 (1) Participación adquirida por ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por un importe de 1 millón de euros y con efecto en el Patrimonio Neto por dicha cantidad (véanse Notas 35.2 y 48.3). (2) Participaciones adquiridas directa e indirectamente por ENDESA Red, S.A.U. por un importe inferior a 1 millón de euros. 86 Exclusiones. En los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se ha producido la exclusión de las siguientes Sociedades Dependientes del perímetro de consolidación: Notas Transacción Actividad Exclusiones de Sociedades 2021 y 2020 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2019 (%) Control Económico Control Económico Control Económico ENDESA Power Trading Limited (1) Extinción Comercialización de Productos y Servicios Energéticos - - 100,00 100,00 100,00 100,00 ENDESA Soluciones, S.L. (2) 26.1 Venta Comercialización de Productos y Servicios Energéticos 20,00 20,00 20,00 20,00 100,00 100,00 ENDESA X, S.A.U. (En Liquidación) (1) Extinción Comercialización de Productos y Servicios Energéticos - - - - 100,00 100,00 Hidromondego – Hidroeléctrica do Mondego, LDA. (3) Extinción Producción y Comercialización de Energía - - - - 100,00 100,00 International ENDESA B.V. (En Liquidación) (4) Extinción Sociedad de Operaciones Financieras Internacionales - - - - 100,00 100,00 (1) Las magnitudes de estas sociedades no eran significativas. (2) Con fecha 11 de mayo de 2020, ENDESA Energía, S.A.U. formalizó la venta del 80% de esta Sociedad Dependiente, la cual pasó a considerarse Sociedad Asociada (véanse Notas 7.2 y 26.1). El resultado bruto generado ascendió a un importe inferior a 1 millón de euros, negativo. Posteriormente, con fecha 21 de diciembre de 2020, ENDESA Energía, S.A.U. vendió su participación en esta Sociedad a ENDESA X Servicios, S.L.U. (3) El resultado bruto generado ha ascendido a un importe de 2 millones de euros, positivos. (4) El resultado bruto generado ha ascendido a un importe de 8 millones de euros, negativos. Durante los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se han realizado las siguientes operaciones de fusión entre Sociedades Dependientes: Sociedad Absorbente Fecha de Fusión Sociedades Absorbidas Fusiones de Sociedades 2021 y 2020 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) (Sociedad Absorbida) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) (Sociedad Absorbida) Participación a 31 de Diciembre de 2019 (%) (Sociedad Absorbida) Control Económico Control Económico Control Económico ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) 18 de octubre de 2021 Eólica del Principado, S.A.U. - - 100,00 100,00 100,00 100,00 22 de julio de 2021 Eólica del Cierzo, S.L.U. - - 100,00 100,00 100,00 100,00 13 de julio de 2021 Energía Eólica Alto del Llano, S.L.U. - - 100,00 100,00 100,00 100,00 18 de noviembre de 2020 Almussafes Servicios Energéticos, S.L.U. - - - - 100,00 100,00 22 de septiembre de 2020 Sistemas Energéticos Sierra del Carazo, S.L.U. - - - - 100,00 100,00 Sistemas Energéticos Alcohujate, S.A.U. - - - - 100,00 100,00 Sistemas Energéticos Campoliva, S.A.U. - - - - 100,00 100,00 5 de agosto de 2020 Parque Eólico Farlán, S.L.U. - - - - 100,00 100,00 7.2. Sociedades Asociadas. Incorporaciones. En los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se ha producido la incorporación de las siguientes Sociedades Asociadas al perímetro de consolidación. Notas Transacción Actividad Incorporaciones de Sociedades 2021 y 2020 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2019 (%) Control Económico Control Económico Control Económico Monte Reina Renovables, S.L. (1) 26.1 Adquisición Fotovoltaica 20,58 20,55 - - - - Toro Renovables 400 KV, S.L. (1) 26.1 Adquisición Fotovoltaica 8,28 8,28 - - - - Infraestructuras San Serván 220, S.L. (1) 26.1 Adquisición Fotovoltaica 30,80 30,80 - - - - Lucas Sostenible, S.L. (1) 26.1 Adquisición Fotovoltaica 35,29 35,29 - - - - Solana Renovables, S.L. (1) 26.1 Constitución Fotovoltaica 49,84 49,84 - - - - ENDESA Soluciones, S.L. (2) 26.1 Venta Comercialización de Productos y Servicios Energéticos - - 20,00 20,00 100,00 100,00 Trévago Renovables, S.L. (1) 26.1 Constitución Fotovoltaica - - 35,50 35,50 - - (1) Sociedades adquiridas y/o constituidas por compañías dependientes de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por un importe total de 2 millones de euros (véanse Notas 26.1 y 48.2). (2) Con fecha 11 de mayo de 2020, ENDESA Energía, S.A.U. formalizó la venta del 80% de esta Sociedad Dependiente, la cual pasó a considerarse Sociedad Asociada (véanse Notas 7.1 y 26.1). El resultado bruto generado ascendió a un importe inferior a 1 millón de euros, negativo. Posteriormente, con fecha 21 de diciembre de 2020, ENDESA Energía, S.A.U. vendió su participación en esta Sociedad a ENDESA X Servicios, S.L.U. Variaciones. En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 no se han producido variaciones en los porcentajes de participación económico y de control de ninguna Sociedad Asociada. 87 En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 se produjo la siguiente variación en los porcentajes de control y económico de la siguiente Sociedad Asociada: Transacción Actividad Variaciones de Sociedades 2020 Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2019 (%) Control Económico Control Económico Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E. (1) Adquisición Gestión de Centrales Nucleares 24,18 24,18 24,26 23,92 (1) Participación adquirida por ENDESA Generación, S.A.U. por un importe no significativo. Exclusiones. Durante los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 no se ha producido la salida del perímetro de consolidación de ninguna Sociedad Asociada. 7.3. Acuerdos Conjuntos. 7.3.1. Operaciones Conjuntas. Incorporaciones. En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 se ha producido la incorporación de la siguiente Sociedad de Operación Conjunta al perímetro de consolidación: Notas Transacción Actividad Incorporación de Sociedades 2021 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Control Económico Control Económico Minglanilla Renovables 400kV, A.I.E. (1) 26.2 Adquisición Eólica 36,16 36,16 - - (1) Sociedad adquirida por compañías dependientes de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por un importe de 1 millón de euros (véanse Notas 26.2 y 48.2). En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 no se produjo la incorporación de ninguna Sociedad de Operación Conjunta al perímetro de consolidación. Variaciones y Exclusiones. Durante los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 no se produjeron variaciones en los porcentajes de participación de control y económico ni exclusiones de ninguna Sociedad de Operación Conjunta del perímetro de consolidación. 7.3.2. Negocios Conjuntos. Incorporaciones. En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 se ha producido la incorporación de los siguientes Negocios Conjuntos al perímetro de consolidación: Sociedades Notas Transacción Actividad Incorporaciones de Sociedades 2021 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Control Económico Control Económico Ateca Renovables, S.L. (1) 26.1 Constitución Fotovoltaica 50,00 50,00 - - Terrer Renovables, S.L. (1) 26.1 Constitución Fotovoltaica 29,57 29,57 - - (1) Sociedades constituidas por compañías dependientes de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por un importe no significativo. En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 no se produjo la incorporación de ningún Negocio Conjunto al perímetro de consolidación. Variaciones. Durante los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020 no se han producido variaciones en los porcentajes de participación de control y económico de ningún Negocio Conjunto. 88 Exclusiones. En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 se ha producido la salida del perímetro de consolidación del siguiente Negocio Conjunto: (1) Las magnitudes de esta Sociedad no eran significativas. En el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2020 no se produjo la salida del perímetro de consolidación de ningún Negocio Conjunto. 8. Información por Segmentos. 8.1. Criterios de segmentación. En el desarrollo de su actividad, la organización de ENDESA se articula sobre la base del enfoque prioritario a su negocio básico, constituido por la generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, gas y servicios relacionados. Por tanto, la información financiera diferenciada por Segmentos se basa en el enfoque empleado por el Comité Ejecutivo de Dirección de la Sociedad para supervisar los resultados e incluye: − Generación, junto con la Comercialización; − Distribución; − Estructura, que recoge, fundamentalmente, los saldos y transacciones de las sociedades tenedoras de las participaciones o “Holding” y de las sociedades cuya actividad es la de financiación y prestación de servicios; y − Ajustes y Eliminaciones de Consolidación, que incluye las eliminaciones y ajustes propios del proceso de consolidación de los Segmentos. Las operaciones entre Segmentos forman parte del tráfico habitual en cuanto a su objeto y condiciones. Durante los ejercicios 2021 y 2020, ENDESA no ha tenido, en ninguno de los Segmentos, ningún cliente externo que represente el 10% o más de sus ingresos. Transacción Actividad Exclusiones de Sociedades 2021 Participación a 31 de Diciembre de 2021 (%) Participación a 31 de Diciembre de 2020 (%) Control Económico Control Económico Carbopego - Abastecimientos de Combustiveis, S.A. (1) Extinción Abastecimiento de Combustibles - - 50,00 50,00 89 8.2. Información por Segmentos. 8.2.1. Información por Segmentos: Estado del Resultado Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 y 2020. Millones de Euros 2021 Generación y Comercialización Distribución Estructura y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Consolidación Total Generación Convencional (1) Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización Total INGRESOS 8.135 871 16.176 270 (6.950) 18.502 2.575 465 (643) 20.899 Ingresos con Terceros 2.874 243 15.089 268 - 18.474 2.420 5 - 20.899 Ingresos por Transacciones entre Segmentos 5.261 628 1.087 2 (6.950) 28 155 460 (643) - APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (5.126) 158 (17.140) (144) 6.888 (15.364) (146) (1) 147 (15.364) INGRESOS Y GASTOS POR DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS (1.419) (22) 1.984 - - 543 - - - 543 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 1.590 1.007 1.020 126 (62) 3.681 2.429 464 (496) 6.078 COSTES FIJOS DE EXPLOTACIÓN Y OTROS RESULTADOS (731) (166) (475) (76) 62 (1.386) (464) (446) 496 (1.800) RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 859 841 545 50 - 2.295 1.965 18 - 4.278 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros (1.136) (215) (106) (45) - (1.502) (646) (49) - (2.197) Amortizaciones (480) (205) (106) (45) - (836) (644) (49) - (1.529) Dotación Deterioro de Activos no Financieros (656) (10) - - - (666) (2) - - (668) Reversión Deterioro de Activos no Financieros - - - - - - - - - - Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros (10) - (90) (4) - (104) (21) - - (125) Dotación Deterioro de Activos Financieros (11) (1) (244) (9) - (265) (29) - - (294) Reversión Deterioro de Activos Financieros 1 1 154 5 - 161 8 - - 169 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN (287) 626 349 1 - 689 1.298 (31) - 1.956 Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación (6) 2 - - - (4) 3 - - (1) INVERSIONES INMOVILIZADO MATERIAL Y ACTIVO INTANGIBLE (2) 462 789 195 56 - 1.502 853 34 - 2.389 (1) Incluye el Margen de Contribución, el Resultado Bruto de Explotación (EBITDA), el Resultado de Explotación (EBIT) de la Generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) por importe de 518 millones de euros, positivos, 279 millones de euros, positivos, y 471 millones de euros, negativos, respectivamente. (2) Incluye altas de Derechos de Uso por importe de 213 millones de euros (203 millones de euros en Generación y Comercialización, 8 millones de euros en Distribución y 2 millones de euros en Estructura y Servicios) (véase Nota 21). 90 Millones de Euros 2020 Generación y Comercialización Distribución Estructura y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Consolidación Total Generación Convencional (1) Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización Total INGRESOS 5.162 776 11.935 235 (3.169) 14.939 2.720 519 (1.128) 17.050 Ingresos con Terceros 1.828 238 12.214 231 - 14.511 2.534 5 - 17.050 Ingresos por Transacciones entre Segmentos 3.334 538 (279) 4 (3.169) 428 186 514 (1.128) - APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (3.421) (145) (10.955) (117) 3.203 (11.435) (174) - 540 (11.069) INGRESOS Y GASTOS POR DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS 123 - (24) - (74) 25 - - - 25 MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 1.864 631 956 118 (40) 3.529 2.546 519 (588) 6.006 COSTES FIJOS DE EXPLOTACIÓN Y OTROS RESULTADOS (854) (191) (495) (79) 40 (1.579) (557) (649) 588 (2.197) RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 1.010 440 461 39 - 1.950 1.989 (130) - 3.809 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro de Activos no Financieros (758) (190) (105) (38) - (1.091) (632) (64) - (1.787) Amortizaciones (436) (190) (105) (38) - (769) (633) (62) - (1.464) Dotación Deterioro de Activos no Financieros (349) - - - - (349) (1) (2) - (352) Reversión Deterioro de Activos no Financieros 27 - - - - 27 2 - - 29 Pérdidas por Deterioro de Activos Financieros 11 3 (114) (8) - (108) (3) 1 - (110) Dotación Deterioro de Activos Financieros (3) - (202) (8) - (213) (40) - - (253) Reversión Deterioro de Activos Financieros 14 3 88 - - 105 37 1 - 143 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 263 253 242 (7) - 751 1.354 (193) - 1.912 Resultado Neto de Sociedades por el Método de Participación 25 2 1 - - 28 6 - - 34 INVERSIONES INMOVILIZADO MATERIAL Y ACTIVO INTANGIBLE (2) 321 565 141 55 - 1.082 636 105 - 1.823 (1) Incluye el Margen de Contribución, el Resultado Bruto de Explotación (EBITDA), el Resultado de Explotación (EBIT) de la Generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) por importe de 534 millones de euros, positivos, 211 millones de euros, positivos, y 220 millones de euros, negativos, respectivamente. (2) Incluye altas de Derechos de Uso por importe de 182 millones de euros (110 millones de euros en Generación y Comercialización, 5 millones de euros en Distribución y 67 millones de euros en Estructura y Servicios) (véase Nota 21). 91 8.2.2. Información por Segmentos: Estado de Situación Financiera a 31 de diciembre de 2021 y 2020. Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Generación y Comercialización Distribución Estructura y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Consolidación Total Generación Convencional Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización Total Inmovilizado Material (1) 5.514 4.145 24 53 - 9.736 12.191 170 - 22.097 Activo Intangible 98 740 440 29 - 1.307 176 59 - 1.542 Fondo de Comercio 3 300 58 - - 361 97 4 - 462 Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación 121 33 4 5 - 163 13 4 - 180 Activos no Corrientes de Contratos con Clientes - - - - - - - - - - Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 2.829 80 5.909 96 (4.480) 4.434 788 287 (485) 5.024 Activos Corrientes de Contratos con Clientes - - - - - - 6 - - 6 Otros (2) 904 56 255 12 - 1.227 429 6 - 1.662 ACTIVOS SEGMENTOS 9.469 5.354 6.690 195 (4.480) 17.228 13.700 530 (485) 30.973 TOTAL ACTIVO 39.968 Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes - 10 - - - 10 4.274 - - 4.284 Provisiones no Corrientes 2.449 175 177 15 - 2.816 834 334 - 3.984 Provisiones por Prestaciones al Personal 248 7 37 2 - 294 298 67 - 659 Otras Provisiones no Corrientes 2.201 168 140 13 - 2.522 536 267 - 3.325 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes - - - - - - 270 - - 270 Provisiones Corrientes 378 1 36 2 - 417 95 99 - 611 Provisiones por Prestaciones al Personal - - - - - - - - - - Otras Provisiones Corrientes 378 1 36 2 - 417 95 99 - 611 Proveedores y otros Acreedores 3.950 974 4.222 118 (4.480) 4.784 1.007 765 (485) 6.071 Otros 199 43 6 1 - 249 692 3 - 944 PASIVOS SEGMENTOS 6.976 1.203 4.441 136 (4.480) 8.276 7.172 1.201 (485) 16.164 TOTAL PASIVO 39.968 (1) Incluye Derechos de Uso por un importe de 900 millones de euros (784 millones de euros en Generacion y Comercialización, 29 millones de euros en Distribución y 87 millones de euros en Estructura y Servicios) (véase Nota 21). (2) Incluye Inversiones Inmobiliarias por un importe de 55 millones de euros (51 millones de euros en Distribución y 4 millones de euros en Estructura y Servicios) (véase Nota 22). 92 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Generación y Comercialización Distribución Estructura y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Consolidación Total Generación Convencional Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Ajustes y Eliminaciones de Generación y Comercialización Total Inmovilizado Material (1) 5.022 3.999 123 47 - 9.191 11.983 180 - 21.354 Activo Intangible 42 685 342 23 - 1.092 183 124 - 1.399 Fondo de Comercio 3 300 58 - - 361 97 4 - 462 Inversiones Contabilizadas por el Método de Participación 152 34 - 8 - 194 20 3 - 217 Activos no Corrientes de Contratos con Clientes - - - - - - - - - - Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 249 220 2.040 100 (536) 2.073 868 862 (995) 2.808 Activos Corrientes de Contratos con Clientes - - - - - - 10 - - 10 Otros (2) 802 47 154 9 - 1.012 358 9 - 1.379 ACTIVOS SEGMENTOS 6.270 5.285 2.717 187 (536) 13.923 13.519 1.182 (995) 27.629 TOTAL ACTIVO 32.062 Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes - 7 - - - 7 4.339 - (90) 4.256 Provisiones no Corrientes 1.981 176 202 16 - 2.375 933 341 55 3.704 Provisiones por Prestaciones al Personal 292 33 40 3 - 368 319 70 - 757 Otras Provisiones no Corrientes 1.689 143 162 13 - 2.007 614 271 55 2.947 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes - - - - - - 274 - - 274 Provisiones Corrientes 305 14 24 - - 343 83 51 - 477 Provisiones por Prestaciones al Personal - - - - - - - - - - Otras Provisiones Corrientes 305 14 24 - - 343 83 51 - 477 Proveedores y otros Acreedores 754 475 1.928 140 (433) 2.864 1.984 1.290 (1.114) 5.024 Otros 169 11 6 1 - 187 701 82 (79) 891 PASIVOS SEGMENTOS 3.209 683 2.160 157 (433) 5.776 8.314 1.764 (1.228) 14.626 TOTAL PASIVO 32.062 (1) Incluye Derechos de Uso por importe de 775 millones de euros (649 millones de euros en Generacion y Comercialización, 28 millones de euros en Distribución y 98 millones de euros en Estructura y Servicios) (véase Nota 21). (2) Incluye Inversiones Inmobiliarias por un importe de 58 millones de euros (52 millones de euros en Distribución y 6 millones de euros en Estructura y Servicios) (véase Nota 22). 93 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la conciliación de los activos y pasivos por Segmentos respecto al Total Activo y Total Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 TOTAL ACTIVO 39.968 32.062 Otros Activos Financieros no Corrientes 28 580 534 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 774 169 Activos por Impuesto Diferido 25 2.362 1.391 Activos por Impuesto sobre Sociedades Corriente 33 76 426 Activos por otros Impuestos 33 282 112 Otros Activos Financieros Corrientes 31 1.817 931 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 2.401 467 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 703 403 ACTIVOS SEGMENTOS 30.973 27.629 TOTAL PASIVO 39.968 32.062 Patrimonio Neto 35 5.544 7.465 Deuda Financiera no Corriente 37 7.211 5.901 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 573 236 Otros Pasivos Financieros no Corrientes 40 120 1 Pasivos por Impuesto Diferido 25 1.486 1.053 Deuda Financiera Corriente 37 3.167 1.372 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 4.884 404 Otros Pasivos Financieros Corrientes 40 34 25 Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corriente 41 333 512 Pasivos por otros impuestos 41 452 467 PASIVOS SEGMENTOS 16.164 14.626 8.2.3. Información por Segmentos: Estados de Flujos de Efectivo Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020. Millones de Euros Estado de Flujos de Efectivo 2021 Generación y Comercialización Distribución Estructura, Servicios y Otros (1) Total Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Explotación 1.837 843 (59) 2.621 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión (1.395) (892) (786) (3.073) Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación (511) 48 1.215 752 (1) Estructura, Servicios y Ajustes. Millones de Euros Estado de Flujos de Efectivo 2020 Generación y Comercialización Distribución Estructura, Servicios y Otros (1) Total Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Explotación 1.520 1.888 (457) 2.951 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión (549) (636) (541) (1.726) Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación (984) (1.266) 1.205 (1.045) (1) Estructura, Servicios y Ajustes. 94 8.3. Información por áreas geográficas. 8.3.1. Información por Áreas Geográficas: Resultados de la Sociedad Dominante, Ingresos por Ventas y Prestación de Servicios a clientes externos y Otros Ingresos de Explotación a clientes externos, por área geográfica correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020. Millones de Euros País 2021 Resultado de la Sociedad Dominante Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios Otros Ingresos de Explotación España 1.435 17.589 356 Portugal 11 1.194 2 Italia - 211 - Francia (2) 449 14 Alemania (12) 380 - Holanda 2 61 - Marruecos 1 - - Reino Unido - 293 - Otros - 350 - TOTAL 1.435 20.527 372 Millones de Euros País 2020 Resultado de la Sociedad Dominante Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios Otros Ingresos de Explotación España 1.368 14.834 324 Portugal 38 1.010 - Italia - 192 - Francia (5) 293 8 Alemania 2 228 1 Holanda (10) 47 - Marruecos 1 - - Reino Unido - 27 - Otros - 86 - TOTAL 1.394 16.717 333 8.3.2. Información por Áreas Geográficas: Inmovilizado Material, Inversiones Inmobiliarias, Activo Intangible y Fondo de Comercio por áreas geográficas por áreas geográficas a 31 de diciembre de 2021 y 2020. Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Inmovilizado Material Inversiones Inmobiliarias Activo Intangible Fondo de Comercio España 21.754 55 1.536 462 Portugal 340 - 6 - Francia 3 - - - TOTAL 22.097 55 1.542 462 9. Ingresos. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios 20.527 16.717 Otros Ingresos de Explotación 372 333 TOTAL (1) 20.899 17.050 (1) Véase Nota 8.2. Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Inmovilizado Material Inversiones Inmobiliarias Activo Intangible Fondo de Comercio España 20.989 58 1.392 462 Portugal 361 - 7 - Francia 4 - - - TOTAL 21.354 58 1.399 462 95 9.1. Ingresos por ventas y prestaciones de servicios. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Ventas de Electricidad 14.423 11.929 Ventas Mercado Liberalizado 9.161 8.245 Ventas Mercado Liberalizado Español 7.962 7.201 Ventas Mercados Liberalizados fuera de España 1.199 1.044 Ventas a Precio Regulado 2.608 1.839 Ventas Mercado Mayorista 2.089 (1) 579 Compensaciones de los Territorios No Peninsulares (TNP) 565 1.111 Retribución a la Inversión en Energías Renovables (2) (25) 135 Otras Ventas de Electricidad 25 20 Ventas de Gas 2.898 1.817 Ventas Mercado Liberalizado 2.816 1.764 Ventas a Precio Regulado 82 53 Ingresos Regulados de Distribución de Electricidad 2.059 2.175 Verificaciones y Enganches 39 40 Prestación de Servicios en Instalaciones 26 14 Otras Ventas y Prestación de Servicios 1.077 736 Ventas relativas a Servicios de Valor Añadido 327 296 Cobros por Capacidad 17 20 Ventas de otras Materias Energéticas 482 145 Prestaciones de Servicios y otros 251 275 Ingresos por Arrendamientos 5 6 TOTAL 20.527 (3) 16.717 (4) (1) Incluye 186 millones de euros relativos al reconocimiento por parte de ENDESA del derecho a ser indemnizada en el importe de la internalización de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) gratuitamente asignados por el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA), que no tiene el deber jurídico de soportar. Asimismo, ENDESA ha registrado 73 millones de euros en concepto de intereses de demora en el epígrafe “Resultado Financiero” del Estado del Resultado (véanse Notas 16.1 y 53). (2) Incluye, en el ejercicio 2021, un ajuste negativo por desviaciones en el precio de mercado conforme al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por importe de 120 millones de euros (35 millones de euros, positivos, en el ejercicio 2020). (3) Incluye 20.265 millones de euros relativos a los ingresos de actividades ordinarias de contratos con clientes en el ejercicio 2021 de los cuales 19.659 millones de euros corresponden a obligaciones de ejecución que ENDESA satisface a lo largo del tiempo y 606 millones de euros que corresponden a obligaciones de ejecución que ENDESA satisface en un momento determinado. (4) Incluye 16.705 millones de euros relativos a los ingresos de actividades ordinarias de contratos con clientes en el ejercicio 2020 de los cuales 16.139 millones de euros que corresponden a obligaciones de ejecución que ENDESA satisface a lo largo del tiempo y 566 millones de euros que corresponden a obligaciones de ejecución que ENDESA satisface en un momento determinado. 9.2. Otros ingresos de explotación. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Imputación a Resultados de Instalaciones Cedidas de Clientes y Derechos por Acometidas de Extensión y Otros Pasivos por Contratos con Clientes 27.2 167 164 Imputación a Resultados de Subvenciones (1) 48 28 Indemnizaciones de Terceros 25 22 Otros 132 119 (2) TOTAL (3) 372 333 (1) Corresponde 15 millones de euros a subvenciones de capital y 33 millones de euros de subvenciones de explotación en el ejercicio 2021 (16 millones de euros y 12 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2020). En el ejercicio 2021 incluye el reconocimiento de una subvención, en Empresa Carbonífera del Sur ENCASUR, S.A.U, por importe de 10 millones de euros, concedida para cubrir costes excepcionales producidos a causa del cierre de unidades de producción de carbón incluidas en el Plan de Cierre del Reino de España, para la minería de carbón no competitiva. (2) Incluye 44 millones de euros de actualización de provisiones de desmantelamiento de las Centrales Térmicas Peninsulares Compostilla II (León) – Grupos III, IV y V y Teruel (Teruel) cuyo Cierre fue Autorizado mediante Resolución de junio de 2020. (3) Incluye 182 millones de euros relativos a los ingresos de actividades ordinarias de contratos con clientes en el ejercicio 2021 (180 millones de euros en el ejercicio 2020). 96 10. Aprovisionamientos y servicios. 10.1. Compras de energía. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: (1) Incluye la devolución por importe de 300 millones de euros como consecuencia de la declaración de inexigibilidad del Canon Hidráulico Estatal según Sentencia del Tribunal Supremo, de 19 de abril de 2021 (véase Nota 16.1). 11. Ingresos y gastos por derivados de materias energéticas. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Electricidad 5.402 2.104 Materias Energéticas 2.201 1.218 TOTAL 7.603 3.322 10.2. Consumo de combustibles. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Materias Energéticas Carbón 131 75 Combustible Nuclear 107 118 Fuel 727 677 Gas 642 230 TOTAL 1.607 1.100 10.3. Otros aprovisionamientos variables y servicios. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Tributos y Tasas 568 892 Impuesto a la Producción Eléctrica 151 234 Tasa por Tratamiento de Residuos Radiactivos 210 213 Tasa de Ocupación de la Vía Pública / Alumbrado 205 172 Tasas e Impuestos Nucleares 119 125 Impuesto Medioambiental Catalán 109 54 Cánones Hidráulicos (299) (1) 30 Otros Tributos y Tasas 73 64 Bono Social 80 51 Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 689 330 Costes relativos a Servicios de Valor Añadido 184 164 Otros 208 210 TOTAL 1.729 1.647 Millones de Euros Notas 2021 2020 Ingresos 43.5 Ingresos por Derivados Designados de Cobertura 1.463 89 Ingresos por Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo (1) 1.463 89 Ingresos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados 6.230 536 Ingresos por Derivados de Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado 6.230 536 Total Ingresos 7.693 625 Gastos 43.5 Gastos por Derivados Designados de Cobertura (908) (308) Gastos por Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo (1) (908) (308) Gastos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados (6.242) (292) Gastos por Derivados de Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado (6.242) (292) Total Gastos (7.150) (600) TOTAL 543 25 (1) A 31 de diciembre de 2021 incluye 35 millones de euros, negativos, de impacto en el Estado del Resultado por ineficacia (9 millones de euros, positivos, a 31 de diciembre de 2020). 97 12. Gastos de personal. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: La información relativa a la plantilla media y final se detallan en la Nota 52. 13. Otros gastos fijos de explotación. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: 14. Otros resultados. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Sueldos y Salarios 677 698 Aportaciones a Planes de Pensiones 38.1 59 (449) (1) Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla (2) 727 Provisiones por Expedientes de Regulación de Empleo 38.2 1 (14) Provisiones por Suspensión de Contratos 38.2 (3) 741 (2) Otros Gastos de Personal y Cargas Sociales 182 171 TOTAL 916 1.147 (1) Incluye el ingreso por importe de 515 millones de euros registrado como consecuencia de la modificación de los beneficios sociales derivada de la entrada en vigor del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” (véase Nota 53). (2) Incluye la dotación de provisiones para planes de reestructuración de plantilla relacionadas, entre otros, con el Plan de Descarbonización y la Digitalización de Procesos por importe total de 759 millones de euros. Millones de Euros 2021 2020 Reparaciones y Conservación 274 285 Primas de Seguros 55 58 Servicios de Profesionales Independientes y Servicios Externalizados 83 92 Arrendamientos y Cánones 22 21 Tributos y Tasas 112 133 Gastos de Viajes 6 8 Servicios de Asistencia para Sistemas y Aplicaciones 201 192 Expedientes Sancionadores 11 42 Gastos Relacionados con la Crisis Sanitaria COVID-19 - 25 (1) Otros 475 495 TOTAL 1.239 1.351 (1) En el ejercicio 2020, 22 millones de euros, netos de efecto fiscal. Millones de Euros 2021 2020 Cesión de Derechos de Uso de Fibra Óptica - 6 Enajenaciones de Inmovilizado 35 20 Instalación fotovoltaica Guadarranque (San Roque, Cádiz) 30 - Instalación fotovoltaica Las Atochas (Paraje El Acebuche-Retamar, Almería) - 9 Otros (1) 5 11 TOTAL 35 26 (1) Corresponde a plusvalías brutas generadas por la venta de terrenos e inmuebles. Con fecha 30 de diciembre de 2021, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) vendió a Alboran Solar, S.L.U. la planta solar fotovoltaica Guadarranque de 12,3 MW de potencia neta, situada en el municipio de San Roque (Cádiz). El precio total de la venta ha sido de 80 millones de euros, totalmente desembolsados, que incluye el cumplimiento de determinadas obligaciones contractuales por importe de 10 millones de euros, habiéndose generado una plusvalía bruta total por importe de 30 millones de euros (22 millones de euros, netos de efecto fiscal). Con fecha 31 de julio de 2020, ENDESA Energía, S.A.U. vendió a ENDESA Soluciones, S.L. los activos y contratos con clientes relativos a la instalación fotovoltaica Las Atochas ubicada en el Paraje El Acebuche– Retamar (Almería) por importe de 17 millones de euros. Posteriormente, con fecha 30 de noviembre de 2020, ENDESA Soluciones, S.L. vendió dichos activos a un tercero, generándose una plusvalía bruta total por importe de 9 millones de euros (7 millones de euros, netos de efecto fiscal). 98 15. Amortizaciones y pérdidas por deterioro. 15.1. Amortizaciones y pérdidas por deterioro de activos no financieros. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: 16. Resultado financiero. 16.1. Resultado financiero sin instrumentos financieros derivados. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 AMORTIZACIONES 1.529 1.464 Dotación Amortización Inmovilizado Material 20 1.266 1.221 Dotación Amortización Activo Intangible 23 263 243 PÉRDIDAS POR DETERIORO DE ACTIVOS NO FINANCIEROS 668 323 Dotación Pérdidas por Deterioro 668 352 Dotación Pérdidas por Deterioro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias 8.2.1 667 352 Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón 3.2f.4 y 20 4 (1) 10 (1) Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de los Territorios No Peninsulares (TNP) 3.2f.4 y 20 652 (2) 338 (2) Otro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias 20 y 22 11 4 Dotación Pérdidas por Deterioro Activo Intangible 8.2.1 y 23 1 - Reversión Pérdidas por Deterioro - (29) Reversión Pérdidas por Deterioro Inmovilizado Material e Inversiones Inmobiliarias 8.2.1 - (27) (3) Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón 3.2f.4 y 20 - (27) Reversión Pérdidas por Deterioro Activo Intangible 23 - (2) TOTAL 2.197 1.787 (1) Incluye la dotación por deterioro del Terminal Portuario de Los Barrios (Cádiz) por importe de 1 millón de euros (10 millones de euros en el ejercicio 2020). (2) Corresponde a la dotación por deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 652 millones de euros (338 millones de euros en el ejercicio 2020). (3) Corresponde a la reversión por deterioro de activos no financieros (1 millón de euros) y la actualización de provisiones por desmantelamiento (26 millones de euros). 15.2. Pérdidas por deterioro de activos financieros. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Dotación Pérdidas por Deterioro 8.2.1 y 43.1.3 294 253 Dotación Pérdidas por Deterioro de Cuentas a Cobrar Procedentes de Contratos con Clientes 294 253 (1) Dotación Pérdidas por Deterioro de otros Activos Financieros - - Reversión Pérdidas por Deterioro 8.2.1 y 43.1.3 (169) (143) Reversión Pérdidas por Deterioro de Cuentas a Cobrar Procedentes de Contratos con Clientes (169) (133) Reversión Pérdidas por Deterioro de otros Activos Financieros - (10) TOTAL 125 110 (1) Incluye dotación de pérdidas por deterioro de clientes comerciales relacionada con el impacto de la crisis sanitaria COVID-19 por importe de 50 millones de euros (véase Nota 5.1). Millones de Euros Notas 2021 2020 Ingresos Financieros 163 25 Ingresos por Activos Financieros a Coste Amortizado 1 1 Ingresos por Activos y Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en Resultados 2 1 Ingresos por Planes de Reestructuración de Plantilla 38.2.1 y 38.2.2 10 - Otros Ingresos Financieros 150 (1) 23 Gastos Financieros (177) (191) Gastos por Pasivos Financieros a Coste Amortizado 43.5.2 (142) (137) Gastos por Compromisos Post-empleo 38.1 (5) (7) Gastos por Planes de Reestructuración de Plantilla 38.2.1 y 38.2.2 - (13) Gastos por Otras Provisiones 38.3 (5) (7) Gastos Financieros Activados 3.2b.1 y 3.2j.1 5 4 Gastos por Deterioro de otros Activos Financieros 43.1.3 3 8 Resultado en Venta de Activos Financieros 33.1 (27) (24) Otros Gastos Financieros (6) (15) Diferencias de Cambio (6) 12 Positivas 47 40 Negativas (53) (28) TOTAL (20) (154) (1) Incluye los intereses de demora en relación con el derecho de ENDESA a ser indemnizada por la minoración en su retribución como sociedad generadora en el importe de la internalización de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) gratuitamente asignados por el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA), que no tiene el deber jurídico de soportar por importe de 73 millones de euros y los intereses de demora relativos a la declaración de inexigibilidad de Canon Hidráulico Estatal según Sentencia del Tribunal Supremo de 19 de abril de 2021 por importe de 48 millones de euros (véanse Notas 9.1, 10.3 y 53). 99 16.2. Ingresos y gastos financieros por instrumentos financieros derivados. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: 17. Resultado neto de sociedades por el método de participación. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: 18. Impuesto sobre Sociedades. El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Ingresos 43.5 Ingresos por Derivados Designados de Cobertura 1 1 Ingresos por Derivados de Coberturas de Flujos de Efectivo - - Ingresos por Derivados de Coberturas de Valor Razonable 1 1 Ingresos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados 1 2 Ingresos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados 1 2 Total Ingresos 2 3 Gastos 43.5 Gastos por Derivados Designados de Cobertura (11) (7) Gastos por Derivados de Coberturas de Flujos de Efectivo (8) (9) Gastos por Derivados de Coberturas de Valor Razonable (3) 2 Gastos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados (2) - Gastos por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados (2) - Total Gastos (13) (7) TOTAL (11) (4) Millones de Euros Notas 2021 2020 Sociedades Asociadas 26.1 1 1 Tecnatom, S.A. (2) (2) Boiro Energía, S.A. (2) 1 Otras 5 2 Negocios Conjuntos 26.1 (2) 33 Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. (17) (3) Front Marítim del Besòs, S.L. - (4) Nuclenor, S.A. 2 25 Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. 1 1 Suministradora Eléctrica de Cádiz, S.A. 3 5 Otros 9 9 TOTAL (1) 34 Millones de Euros Notas 2021 2020 Impuesto del Ejercicio Corriente 480 286 Impuesto del Ejercicio Diferido 25 (45) 151 Regularizaciones Años Anteriores 9 (47) Provisiones Fiscales de Impuesto sobre Sociedades 23 (2) TOTAL 467 388 100 Conciliación entre el resultado contable y el gasto por Impuesto sobre Sociedades. Durante los ejercicios 2021 y 2020 la conciliación entre el “Resultado Contable Después de Impuestos de Actividades Continuadas” y el gasto por Impuesto sobre Sociedades es el siguiente: Millones de Euros 2021 Estado del Resultado Tipo (%) Ingresos y Gastos Directamente Imputados a Patrimonio Neto Tipo (%) Total Tipo (%) Resultado Contable Después de Impuestos de Actividades Continuadas 1.457 - (1.451) - 6 - Impuesto sobre Sociedades 467 - (490) - (23) - Resultado Contable Antes de Impuestos 1.924 - (1.941) - (17) - Impuesto Teórico 481 25,0 (485) 25,0 (4) 25,0 Diferencias Permanentes 26 - (5) - 21 - Limitación en la Exención de Dividendos 18 - - - 18 - Efecto Resultados Netos por el Método de Participación - - (2) - (2) - Provisiones no Deducibles 3 - - - 3 - Ajustes de Consolidación y Otros 5 - (3) - 2 - Deducciones en Cuota Imputadas a Resultados del Ejercicio (45) - - - (45) - Regularizaciones de Ejercicios Anteriores y Otros en Impuestos Diferidos (27) - - - (27) - Impacto Fiscal en el Ejercicio 435 - (490) - (55) - Millones de Euros 2020 Estado del Resultado Tipo (%) Ingresos y Gastos Directamente Imputados a Patrimonio Neto Tipo (%) Total Tipo (%) Resultado Contable Después de Impuestos de Actividades Continuadas 1.400 - (203) - 1.197 - Impuesto sobre Sociedades 388 - (76) - 312 - Resultado Contable Antes de Impuestos 1.788 - (279) - 1.509 - Impuesto Teórico 447 25,0 (70) 25,0 377 25,0 Diferencias Permanentes 19 - (6) - 13 - Efecto Resultados Netos por el Método de Participación (2) - - - (2) - Provisiones no Deducibles 11 - - - 11 - Ajustes de Consolidación y Otros 10 - (6) - 4 - Deducciones en Cuota Imputadas a Resultados del Ejercicio (65) - - - (65) - Regularizaciones de Ejercicios Anteriores y Otros en Impuestos Diferidos 36 - - - 36 - Impacto Fiscal en el Ejercicio 437 - (76) - 361 - Conciliación de la cuota líquida. Durante los ejercicios 2021 y 2020 la conciliación entre el gasto por Impuesto sobre Sociedades con la cuota líquida de las Actividades Continuadas es la siguiente: Millones de Euros Notas 2021 Estado del Resultado Ingresos y Gastos Directamente Imputados a Patrimonio Neto Total Impacto Fiscal en el Ejercicio 435 (490) (55) Variación del Impuesto Diferido 25.1 y 25.2 45 490 535 Cuota Líquida de las Actividades Continuadas 480 - 480 Millones de Euros Notas 2020 Estado del Resultado Ingresos y Gastos Directamente Imputados a Patrimonio Neto Total Impacto Fiscal en el Ejercicio 437 (76) 361 Variación del Impuesto Diferido 25.1 y 25.2 (151) 76 (75) Cuota Líquida de las Actividades Continuadas 286 - 286 101 Desglose del gasto por Impuesto sobre Sociedades. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el desglose del gasto por Impuesto sobre Sociedades es el siguiente: Millones de Euros 2021 Impuesto Corriente Variación del Impuesto Diferido (Nota 25) Total Imputación al Estado del Resultado, de la cual: 480 (45) 435 Cuota Líquida de las Actividades Continuadas 480 - 480 Impuestos Diferidos - (45) (45) Amortizaciones de Activos Materiales e Intangibles - (64) (64) Dotaciones por Provisiones para Prestaciones al Personal - 9 9 Otras Provisiones - 57 57 Valoración de Instrumentos Financieros Derivados - (43) (43) Bases Imponibles Negativas - 3 3 Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar - (4) (4) Otros - (3) (3) Imputación a Patrimonio Neto, de la cual: - (490) (490) Dotaciones por Provisiones para Prestaciones al Personal - 3 3 Valoración de Instrumentos Financieros Derivados - (493) (493) Otros - - - Impacto Fiscal en el Ejercicio 480 (535) (55) Millones de Euros 2020 Impuesto Corriente Variación del Impuesto Diferido (Nota 25) Total Imputación al Estado del Resultado, de la cual: 286 151 437 Cuota Líquida de las Actividades Continuadas 286 - 286 Impuestos Diferidos - 151 151 Amortizaciones de Activos Materiales e Intangibles - 112 112 Dotaciones por Provisiones para Prestaciones al Personal - 143 143 Otras Provisiones - (120) (120) Valoración de Instrumentos Financieros Derivados - (5) (5) Bases Imponibles Negativas - 8 8 Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar - 7 7 Otros - 6 6 Imputación a Patrimonio Neto, de la cual: - (76) (76) Dotaciones por Provisiones para Prestaciones al Personal - (16) (16) Valoración de Instrumentos Financieros Derivados - (49) (49) Otros - (11) (11) Impacto Fiscal en el Ejercicio 286 75 361 Durante los ejercicios 2021 y 2020 las deducciones y bonificaciones en cuota imputadas a resultados han sido las siguientes: 19. Beneficio básico y diluido por acción. En 2021 y 2020 el número medio ponderado de acciones ordinarias utilizado en el cálculo del beneficio por acción básico y diluido (véase Nota 3.2r) es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Deducciones por Inversiones en Activos Fijos Nuevos en Canarias 19 41 Deducciones por Donaciones a Entidades sin Ánimo de Lucro 3 11 Bonificación por Producción de Bienes Muebles Corporales en Canarias 21 10 Bonificación por Rentas Obtenidos en Ceuta y Melilla 2 3 Total Deducciones y Bonificaciones en Cuota Imputadas a Resultados 45 65 Número de Acciones 2021 2020 Número de Acciones Ordinarias durante el Ejercicio 1.058.752.117 1.058.752.117 Número de Acciones de la Sociedad Dominante Propiedad de ENDESA, S.A. 162.458 (1) 82.799 Número Medio Ponderado de Acciones Ordinarias en Circulación 1.058.650.233 1.058.731.417 (1) Incluye la adquisición de 79.659 acciones en el ejercicio 2021 (véase Nota 35.1.8). 102 El beneficio básico y diluido por acción correspondiente a los ejercicios 2021 y 2020 es el siguiente: 20. Inmovilizado material. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes: Millones de Euros Beneficio por Acción Básico y Diluido 2021 2020 Resultado Después de Impuestos de Actividades Continuadas 1.457 1.400 Resultado Después de Impuestos de Actividades Interrumpidas - - Resultado del Periodo 1.457 1.400 Sociedad Dominante 1.435 1.394 Participaciones no Dominantes 22 6 Número Medio Ponderado de Acciones Ordinarias en Circulación 1.058.650.233 1.058.731.417 Beneficio Neto por Acción Básico (en Euros) 1,36 1,32 Beneficio Neto por Acción Diluido (en Euros) 1,36 1,32 Beneficio Neto por Acción Básico de Actividades Continuadas (en Euros) 1,36 1,32 Beneficio Neto por Acción Diluido de Actividades Continuadas (en Euros) 1,36 1,32 Beneficio Neto por Acción Básico de Actividades Interrumpidas (en Euros) - - Beneficio Neto por Acción Diluido de Actividades Interrumpidas (en Euros) - - 103 Millones de Euros Inmovilizado Material en Explotación y en Curso Instalaciones de Generación Eléctrica Terrenos Contrucciones Centrales Hidroeléctricas Centrales Carbón / Fuel Centrales Nucleares Centrales de Ciclo Combinado Renovables Total Instalaciones de Transporte y Distribución (1) Otro Inmovilizado Inmovilizado en Curso TOTAL Coste 269 915 3.386 9.009 10.346 3.912 1.985 28.638 22.278 659 1.251 54.010 Amortización Acumulada (15) (344) (2.551) (6.771) (7.678) (1.584) (238) (18.822) (10.734) (424) - (30.339) Pérdidas por Deterioro (17) (34) (2) (1.757) - (366) (2) (2.127) - (40) (99) (2.317) Saldo a 31 de Diciembre de 2020 237 537 833 481 2.668 1.962 1.745 7.689 11.544 195 1.152 21.354 Incorporación / (Reducción) de Sociedades (2) - - - - - - - - - - 14 14 Inversiones (Nota 20.1) 75 8 - 3 41 1 6 51 26 134 1.767 2.061 Dotaciones (11) (38) (38) (415) (265) (405) (102) (1.225) (605) (57) 5 (1.931) Amortización (11) (37) (38) (63) (265) (98) (97) (561) (605) (52) - (1.266) Pérdidas por Deterioro - (1) - (352) - (307) (5) (664) - (5) 5 (665) Bajas (3) (7) (3) - - - - (42) (42) (1) (2) 1 (54) Traspasos y otros (4) 13 260 35 325 160 316 358 1.194 812 30 (1.656) 653 Total Variaciones 70 227 (3) (87) (64) (88) 220 (22) 232 105 131 743 Coste 349 1.176 3.421 9.336 10.529 4.229 2.288 29.803 23.044 819 1.309 56.500 Amortización Acumulada (25) (5) (377) (2.589) (6.834) (7.925) (1.682) (316) (19.346) (11.268) (474) - (31.490) Pérdidas por Deterioro (17) (35) (2) (2.108) - (673) (7) (2.790) - (45) (26) (2.913) Saldo a 31 de Diciembre de 2021 (6) 307 764 830 394 2.604 1.874 1.965 7.667 11.776 300 1.283 22.097 (1) Corresponden a Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y otras Instalaciones. (2) Corresponde a la adquisición de las nuevas sociedades relacionadas con el negocio de renovables (véase Nota 7.1). (3) Corresponde, principalmente a la venta de la instalación fotovoltaica Guadarranque (véase Nota 14). (4) Incluye las imputaciones al inmovilizado material de los cambios en las estimaciones de los costes de desmantelamiento de las instalaciones. (5) Incluye la amortización del activo por derecho de uso correspondiente a los terrenos donde se encuentran ubicadas determinadas instalaciones de generación renovable. (6) Incluye activos por derechos de uso por importe de 900 millones de euros (véase Nota 21). 104 Millones de Euros Inmovilizado Material en Explotación y en Curso Instalaciones de Generación Eléctrica Terrenos Contrucciones Centrales Hidroeléctricas Centrales Carbón / Fuel Centrales Nucleares Centrales de Ciclo Combinado Renovables Total Instalaciones de Transporte y Distribución (1) Otro Inmovilizado Inmovilizado en Curso TOTAL Coste 163 834 3.340 8.626 10.276 3.802 1.855 27.899 21.685 634 1.348 52.563 Amortización Acumulada (2) (313) (2.519) (6.709) (7.435) (1.489) (172) (18.324) (10.215) (385) - (29.239) Pérdidas por Deterioro (11) (31) (2) (1.446) - (178) (2) (1.628) - (27) (298) (1.995) Saldo a 31 de Diciembre de 2019 150 490 819 471 2.841 2.135 1.681 7.947 11.470 222 1.050 21.329 Incorporación / (Reducción) de Sociedades (2) - - - - - - - - - (27) - (27) Inversiones (Nota 20.1) 101 60 - 1 31 5 9 46 33 21 1.328 1.589 Dotaciones (16) (39) (35) (376) (260) (282) (86) (1.039) (585) (65) 200 (1.544) Amortización (9) (37) (35) (65) (260) (94) (86) (540) (585) (50) - (1.221) Pérdidas por Deterioro (7) (2) - (311) - (188) - (499) - (15) 200 (323) Bajas - (11) - (1) - - (16) (17) - (13) (1) (42) Traspasos y otros (3) 2 37 49 386 56 104 157 752 626 57 (1.425) 49 Total Variaciones 87 47 14 10 (173) (173) 64 (258) 74 (27) 102 25 Coste 269 915 3.386 9.009 10.346 3.912 1.985 28.638 22.278 659 1.251 54.010 Amortización Acumulada (15) (4) (344) (2.551) (6.771) (7.678) (1.584) (238) (18.822) (10.734) (424) - (30.339) Pérdidas por Deterioro (17) (34) (2) (1.757) - (366) (2) (2.127) - (40) (99) (2.317) Saldo a 31 de Diciembre de 2020 (5) 237 537 833 481 2.668 1.962 1.745 7.689 11.544 195 1.152 21.354 (1) Corresponden a Baja y Media Tensión, Equipos de Medida y Telecontrol y otras Instalaciones. (2) Corresponde a la baja de activos relativos a servicios de valor añadido como consecuencia de la pérdida de control sobre ENDESA Soluciones, S.L. (véanse Notas 7.1 y 7.2). (3) Incluye las imputaciones al inmovilizado material de los cambios en las estimaciones de los costes de desmantelamiento de las instalaciones. (4) Incluye la amortización del activo por derecho de uso correspondiente a los terrenos donde se encuentran ubicadas determinadas instalaciones de generación renovable. (5) Incluye activos por derechos de uso por importe de 775 millones de euros (véase Nota 21). 105 20.1. Principales inversiones y desinversiones. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el detalle de las inversiones materiales realizadas es el siguiente: Millones de Euros Inversiones Materiales (1) 2021 2020 Generación y Comercialización 1.228 897 Generación Convencional 440 309 Generación Renovable 770 551 Comercialización de Energía 1 2 Comercialización de otros Productos y Servicios 17 35 Distribución 819 614 Estructura, Servicios y Otros (2) 14 78 TOTAL 2.061 1.589 (1) No incluye las adquisiciones societarias del ejercicio (véase Nota 7). (2) Estructura, Servicios y Ajustes. 20.1.1. Principales inversiones. A 31 de diciembre de 2021, la crisis sanitaria COVID-19 no ha provocado impactos significativos en relación con las fechas de puesta en marcha de los proyectos previstos en el plan de inversiones (véase Nota 5.1). Generación y Comercialización. Generación convencional. En el ejercicio 2021 las inversiones brutas de generación convencional incluyen, entre otros, el reconocimiento de un activo por derecho de uso, correspondiente al contrato de fletamento de un buque metanero para el transporte de gas natural licuado (GNL), por importe de 126 millones de euros (véase Nota 21.1). Generación renovable. En el ejercicio 2021 ENDESA, en línea con el Acuerdo de París sobre la reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) y de acuerdo con los objetivos de eficiencia energética y de Transición Energética contemplados en el Plan Estratégico 2022-2024, ha invertido en la construcción de instalaciones de generación de electricidad procedente de fuentes renovables por importe de 635 millones de euros, de los cuales 103 millones de euros y 6 millones de euros corresponden a las sociedades adquiridas y/o constituidas en 2021 y 2020, respectivamente (véanse Notas 5.2 y 7). Asimismo, las inversiones en esta actividad incluyen el reconocimiento de un activo por derecho de uso, correspondiente a los terrenos donde se encuentran ubicadas determinadas instalaciones de generación renovable, por importe de 72 millones de euros. Comercialización de otros productos y servicios. ENDESA, a través de ENDESA X Servicios, S.L.U., ha invertido en el ejercicio 2021 principalmente en las actividades de e-City, e-Home y e-Mobility, en el desarrollo de otros productos y servicios por importe de 17 millones de euros. Distribución. Las inversiones brutas de distribución corresponden a extensiones de la red así como a inversiones destinadas a optimizar el funcionamiento de la misma con el fin de mejorar la eficiencia y el nivel de calidad del servicio. Estructura y Otros. Por lo que respecta a las inversiones brutas de estructura y otros, en el ejercicio 2020, incluyen el reconocimiento de un activo por derecho de uso, correspondiente a la renovación del contrato de arrendamiento de la sede social de ENDESA, ubicada en Ribera del Loira (Madrid) por importe de 57 millones de euros (véase Nota 21.1). 106 20.1.2. Principales desinversiones. Durante el ejercicio 2021, se han registrado bajas de inmovilizado material por importe de 40 millones de euros como consecuencia de la venta de la instalación fotovoltaica Guadarranque indicada anteriormente (véase Nota 14). Durante el ejercicio 2020, las bajas de inmovilizado material incluían, por importe de 22 millones de euros, el traspaso de activos negociado entre ENDESA Energía, S.A.U. a ENDESA Soluciones, S.L. (véanse Notas 7.1 y 7.2). Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se produjeron bajas relevantes de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adicionales a las mencionadas en los párrafos anteriores. 20.2. Compromisos de adquisición. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los compromisos de adquisición de bienes de inmovilizado material es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 (1) 31 de Diciembre de 2020 (1) (2) Generación y Comercialización 853 999 Distribución 206 212 Estructura, Servicios y Otros (3) 5 - TOTAL 1.064 1.211 (1) Ninguno de estos importes está comprometido con Empresas del Grupo ni corresponde a Negocios Conjuntos. (2) Incluye 191 millones de euros a 31 de diciembre de 2020, relativos a activos por derechos de uso. (3) Estructura, Servicios y Ajustes. Los compromisos correspondientes a activos de generación corresponden, principalmente, a inversiones destinadas al parque de producción renovable y se materializarán, básicamente, a partir del ejercicio 2022. De acuerdo con el objetivo de ENDESA de reforzar su presencia en el mercado ibérico de generación ampliando la cartera de activos de naturaleza renovable en su “mix” de producción en línea con su estrategia de Transición Energética y su compromiso de ampliar su parque generador libre de emisiones, a 31 de diciembre de 2021 tiene comprometidos 648 millones de euros para inversiones materiales relativas a instalaciones productoras de energía eléctrica a partir de fuentes renovables (467 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 5.2). Los compromisos correspondientes a activos de distribución contemplan inversiones destinadas a la extensión o mejora de la red, con un foco centrado en la digitalización de la red, el refuerzo e incremento de la resiliencia de los activos, la mejora de la calidad de servicio y la transformación de procesos y sistemas. 20.3. Otra información. Comunidades de bienes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los saldos de inmovilizado incluyen las participaciones en las comunidades de bienes que se detallan a continuación: Millones de Euros Comunidades de Bienes % Participación 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Central Nuclear Vandellós II, C.B. 72 804 820 Central Nuclear Ascó II, C.B. 85 600 632 Central Nuclear Almaraz, C.B. 36 323 344 Saltos del Navia, C.B. 50 14 13 Central Nuclear Trillo, C.B. (1) 1 10 11 (1) Adquisición por parte de ENDESA Generación, S.A.U. a Nuclenor, S.A., con fecha 29 de julio de 2020, por importe de 11 millones de euros (véase Nota 7.2). 107 Medioambiente. En los ejercicios 2021 y 2020 las inversiones y los gastos de ENDESA en actividades para la protección del medioambiente han sido los siguientes: Millones de Euros 2021 2020 Inversión Bruta Anual 41 61 Inversión Bruta Acumulada a Cierre del Ejercicio 1.938 1.897 Gasto Anual 88 238 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro 24 180 (1) Otros Gastos 64 58 (1) En 2020 incluía pérdidas por deterioro asociadas a las centrales térmicas de As Pontes (A Coruña) y Litoral (Almería). Test de deterioro. Durante los ejercicios 2021 y 2020 se ha registrado una dotación por deterioro neta por importe de 665 millones de euros y 323 millones de euros, respectivamente, conforme al siguiente detalle: Millones de Euros Notas 2021 2020 Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón 4 (1) (17) (1) Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de los Territorios No Peninsulares (TNP) 652 338 Baleares 134 150 Canarias 459 158 Ceuta 28 12 Melilla 31 18 Activos Renovables 9 (2) - Otros - 2 TOTAL 3.2f.4, 8.2 y 15 665 323 (1) Incluye la dotación de pérdidas por deterioro del Terminal Portuario de Los Barrios (Cádiz) por importe de 1 millón de euros (10 millones de euros en el ejercicio 2020), asi como la dotación por deterioro de otros activos no financieros por importe de 3 millones de euros (1 millón de euros, de reversión, en el ejercicio 2020). En el ejercicio 2020 incluye, también, la actualización de provisiones de desmantelamiento por importe de 26 millones de euros. (2) Incluye la dotación de pérdidas por deterioro de los parques eólicos Peña del Gato y Valdesamario, titularidad de Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U. (Sociedad 100% de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE)) por importe de 6 millones de euros. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el valor recuperable de estos activos era el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 (1) 31 de Diciembre de 2020 (1) Centrales Térmicas Peninsulares de Carbón - - Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) de los Territorios No Peninsulares (TNP) 450 1.290 Baleares 193 540 Canarias 170 654 Ceuta 58 68 Melilla 29 28 (1) Corresponde al valor recuperable después de impuestos. Durante los ejercicios 2021 y 2020 los hechos acontecidos que han motivado las principales dotaciones por deterioro han sido los siguientes: − Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla. A 31 de diciembre de 2021 se ha realizado una nueva reestimación del valor recuperable de los activos de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla teniendo en cuenta, entre otros aspectos, la situación prevista de los mercados de “commodities” (combustible y derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 )) y los costes que se prevé recuperar por dichos conceptos conforme a la regulación prevista, así como los cambios contemplados en la estructura de la generación futura y sus efectos sobre la generación térmica. Como consecuencia de ello, se ha registrado un deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 652 millones de euros (véanse Notas 3.2f.4 y 15.1). A 31 de diciembre de 2020 se realizó una reestimación del valor recuperable de los activos de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla, teniendo en cuenta, entre otros 108 aspectos, la publicación con fecha 7 de agosto de 2020 en el Boletín Oficial del Estado (BOE), de la Orden TED/776/2020, de 4 de agosto, por la que se revisan los precios de producto y logística a emplear en la determinación del precio de combustible y se establece un valor tope del tiempo de arranque de liquidación por instalación tipo aplicable a las instalaciones de producción ubicadas en los Territorios No Peninsulares (TNP) con régimen retributivo adicional (véase Nota 6). Como consecuencia de dicha reestimación, se registró un deterioro de las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) por cada uno de los Territorios No Peninsulares (TNP) de Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla por un importe total de 338 millones de euros (véanse Notas 3.2f.4 y 15.1). − Centrales térmicas peninsulares de carbón. En el ejercicio 2021 la actualización de la provisión por deterioro de valor de las centrales térmicas peninsulares de carbón de acuerdo con la decisión adoptada el 27 de septiembre de 2019 de discontinuidad de la actividad de las mismas ha supuesto el registro contable de una dotación neta por importe de 4 millones de euros (17 millones de euros de reversión neta en el ejercicio 2020) (véanse Notas 3.2f.4 y 15.1). La metodología, hipótesis básicas y análisis de sensibilidad considerados para la realización de estos test de deterioro es la indicada en la Nota 3.2f. Seguros. ENDESA y las sociedades filiales tienen formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a los que están sujetos los diversos elementos de su inmovilizado material, incluyendo en la citada cobertura todas 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. Adicionalmente, en determinados activos está cubierta la pérdida de beneficios que podría ocurrir como consecuencia de una paralización de las instalaciones. En el ejercicio 2021 se han reconocido indemnizaciones de compañías de seguros por siniestros por daños materiales por importe de 11 millones de euros (7 millones de euros en el ejercicio 2020). En cumplimiento de las disposiciones legales en vigor en España y ajustándose a lo dispuesto por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, ENDESA tiene asegurados los riesgos a terceros por accidente nuclear que puedan surgir en la explotación de sus centrales hasta 700 millones de euros. Por encima de dicho importe, se estaría a lo dispuesto en los Convenios Internacionales firmados por el Estado Español. Además, las centrales nucleares disponen de un seguro de daños propios incluyendo los producidos a las existencias de combustible, así como los originados por avería de maquinaria con un límite de cobertura de 1.500 millones de dólares estadounidenses (USD) para cada central. Con fecha 28 de mayo de 2011 se publicó la Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos que, además de ampliar el concepto de daño nuclear, eleva la responsabilidad del operador a 1.200 millones de euros, permitiendo a éste garantizar tal responsabilidad por varios medios. Esta Norma ha entrado en vigor el 1 de enero de 2022, tras la ratificación conjunta por parte de los Estados Miembros de los Protocolos de 12 de febrero de 2004, por los que se modifican el Convenio de Paris de Responsabilidad Civil por daños Nucleares y el Convenio de Bruselas complementario del anterior. La cobertura de responsabilidad civil nuclear contratada por ENDESA dispone del límite de 1.200 millones de euros exigido desde el 1 de enero de 2022. Durante el ejercicio 2021, ENDESA no ha detectado impactos significativos en relación a los seguros que tiene formalizados (véanse Nota 5.1). Otra información. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el valor neto contable de las centrales térmicas sobre las que ENDESA ha solicitado ante las autoridades competentes, la autorización para el cierre y la provisión por el desmantelamiento de las mismas registrada en el epígrafe “Provisiones no Corrientes” del Estado de Situación Financiera Consolidado es como sigue: 109 A 31 de diciembre de 2021 existen elementos del inmovilizado material en garantía por la financiación recibida de terceros por importe de 84 millones de euros (79 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véanse Notas 35.1.13, 43.4.3 y 50). 21. Derechos de uso. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de los activos por derechos de uso, incluidos en el epígrafe “Inmovilizado Material” del Estado de Situación Financiera Consolidado y su movimiento durante los ejercicios 2021 y 2020 han sido los siguientes: Millones de Euros Central Térmica Fecha de Solicitud Fecha de Acta de Cierre 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Valor Neto Contable Provisión por Desmantelamiento (Nota 38.3) Valor Neto Contable Provisión por Desmantelamiento (Nota 38.3) As Pontes (A Coruña) 27 de diciembre de 2019 Pendiente - 120 - 116 Litoral (Almería) 27 de diciembre de 2019 26 de noviembre de 2021 - 92 - 89 Compostilla II (León) – Grupos III, IV y V 19 de diciembre de 2018 23 de septiembre de 2020 - 66 - 79 Teruel (Teruel) 19 de diciembre de 2018 21 de julio de 2020 - 67 - 83 Alcudia (Islas Baleares) – Grupos I y II 27 de diciembre de 2018 30 de diciembre de 2019 - 33 - 31 TOTAL - 378 - 398 A 31 de diciembre de 2021, los parques eólicos Peña del Gato y Valdesamario, titularidad de Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U. (Sociedad 100% de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE)), cuyos valores netos contables ascienden a 52 millones de euros y 25 millones de euros, respectivamente, se encontraban paralizados como consecuencia de la anulación de las correspondientes autorizaciones administrativas. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, ENDESA está retramitando ambas autorizaciones administrativas, estimándose su puesta en funcionamiento para mediados del año 2022 (véase Nota 53). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el inmovilizado material totalmente amortizado que se encuentra todavía en uso es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Construcciones 195 47 Resto de Elementos 274 247 TOTAL (1) 469 294 (1) No incluye 4.627 millones de euros y 2.811 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 y 2020, respectivamente, correspondientes a las centrales térmicas cuyo cierre ha sido autorizado o solicitado. Millones de Euros Activos por Derechos de Uso Terrenos Construcciones Instalaciones de Generación Eléctrica: Centrales de Ciclo Combinado Otro Inmovilizado TOTAL Saldo a 31 de Diciembre de 2020 185 118 357 115 775 Adiciones 75 7 - 131 213 Bajas (7) (1) - - (8) Amortización y Pérdidas por Deterioro (11) (14) (28) (35) (88) Traspasos y otros (1) 1 - 7 - 8 Saldo a 31 de Diciembre de 2021 (2) 243 110 336 211 900 (1) Procedente del inmovilizado material en curso. (2) Asignado a la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Generación de la Península Ibérica (784 millones de euros), Distribución (29 millones de euros) y Otros (87 millones de euros) (véase Nota 8.2). 110 Millones de Euros Activos por Derechos de Uso Terrenos Construcciones Instalaciones de Generación Eléctrica: Centrales de Ciclo Combinado Otro Inmovilizado TOTAL Saldo a 31 de Diciembre de 2019 93 86 362 123 664 Adiciones 101 59 4 18 182 Bajas - (9) - (1) (10) Amortización y Pérdidas por Deterioro (9) (18) (26) (25) (78) Traspasos y otros (1) - - 17 - 17 Saldo a 31 de Diciembre de 2020 (2) 185 118 357 115 775 (1) Procedente del inmovilizado material en curso. (2) Asignado a la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Generación de la Península Ibérica (649 millones de euros), Distribución (28 millones de euros) y Otros (98 millones de euros) (véase Nota 8.2). Durante los ejercicios 2021 y 2020 el efecto de los activos por derechos de uso en el Estado del Resultado Consolidado es como sigue: Millones de Euros Notas 2021 2020 Dotación Amortización Activos por Derechos de Uso 88 78 Gastos por Intereses de Deuda Financiera Asociada a Derechos de Uso 44 24 Gasto Financiero 16 33 33 Diferencias de Cambio 11 (9) Gastos por Arrendamientos de Corto Plazo y/o Activos de Bajo Valor (1) - 2 Gastos por Pagos Variables en Arrendamientos 2 - Efecto Total en el Estado del Resultado Consolidado 134 104 (1) Arrendamientos cuyo plazo finaliza dentro de los 12 meses siguientes de la fecha de primera aplicación y/o cuyo valor del activo subyacente es inferior a 5.000 dólares estadounidenses (USD). 21.1. Derechos de uso como arrendatario. A 31 de diciembre de 2021 los contratos de arrendamiento más significativos en los que ENDESA actúa como arrendatario son los siguientes: Contratos Compañía Duración Descripción Contrato de “tolling" con Elecgas, S.A. (Sociedad participada en un 50% por la propia ENDESA Generación, S.A.U.). ENDESA Generación, S.A.U. Durante 25 años, de los que restan 14 años. Puesta a disposición de ENDESA Generación, S.A.U. de la totalidad de la capacidad de producción de la planta y compromiso de transformar el gas suministrado en energía eléctrica a cambio de un peaje económico. Contratos de arrendamiento correspondientes a edificios de oficinas. Edistribución Redes Digitales, S.L.U. Aproximadamente 6 años. Arrendamiento de edificios de oficinas, situados en su mayor parte en Barcelona, Lleida y Zaragoza. Contrato de arrendamiento de la sede social de ENDESA, ubicada en Ribera del Loira (Madrid). ENDESA Medios y Sistemas, S.L.U. Hasta el año 2030. Arrendamiento de la sede social (Madrid). Contratos de arrendamiento correspondientes al derecho de uso de los terrenos donde se encuentran ubicadas determinadas instalaciones de generación renovable. Compañías de renovables. Vencimientos comprendidos entre 2022-2080. Contratos a largo plazo, con cláusulas de renovación automática cuya contraprestación se fija mediante la combinación de un importe en función de la capacidad instalada (MW) y, en algunos casos, de la producción (GWh). Contratos de fletamento para el transporte de gas natural licuado (GNL). ENDESA Energía, S.A.U. 8 años. Contratos de fletamento de buques metaneros destinados al transporte de gas natural licuado (GNL). Contratos de arrendamiento de equipos técnicos. Compañías de renovables, servicios y generación térmica. Vencimientos comprendidos entre 2022-2024. Contratos para la cobertura de servicios puntuales de disponibilidad en función de las necesidades operativas. Contratos de arrendamiento de vehículos. Compañías de renovables, servicios y comercialización. Vencimientos anuales prorroglables por un año adicional. Flota de vehículos. Con carácter general, aquellos contratos en los que se incluye opción de compra, ésta coincide con el importe establecido como última cuota. Durante el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 ENDESA no ha procedido a la modificación, renegociación ni cancelación de cláusulas contenidas en aquellos contratos de arrendamiento en los que actúa como arrendatario por lo que, en consecuencia, no se ha visto modificado ni el activo por el derecho de uso que representa el derecho a la utilización del activo arrendado ni el pasivo que representa el valor presente de la obligación de realizar los pagos de arrendamiento durante el plazo del mismo (véase Nota 5.1). 111 21.2. Derechos de uso como arrendador. Arrendamiento financiero. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA no tiene formalizados contratos de arrendamiento financiero donde actúe como arrendador. Arrendamiento operativo. A 31 de diciembre de 2021 los contratos de arrendamiento operativo más significativos en los que ENDESA actúa como arrendador son los que tiene formalizados ENDESA X Servicios, S.L.U. relativos a contratos con terceros correspondientes, fundamentalmente, a productos y servicios de valor añadido. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los cobros futuros derivados de los contratos de arrendamiento operativo son los siguientes: El importe de las cuotas de arrendamiento reconocidas como ingreso en el ejercicio 2021 ha ascendido a 5 millones de euros (6 millones de euros en el ejercicio 2020) (véase Nota 9.1). Durante el ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 ENDESA no ha procedido a la modificación, renegociación ni cancelación de cláusulas contenidas en aquellos contratos de arrendamiento en los que actúa como arrendador (véase Nota 5.1). 22. Inversiones inmobiliarias. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Menos de un Año 3 2 Entre Uno y Dos Años 3 4 Entre Dos y Tres Años 3 2 Entre Tres y Cuatro Años 2 2 Entre Cuatro y Cinco Años 2 1 Más de Cinco Años 6 4 TOTAL 19 15 Millones de Euros 2021 2020 Saldo Inicial 58 61 Pérdidas por Deterioro (Nota 15) (2) (2) Bajas por Ventas (1) (1) - Otros - (1) Saldo Final 55 58 (1) Corresponde a la venta de terrenos, habiéndose generado una plusvalía inferior a 1 millón de euros. 22.1. Otra información. Seguros. ENDESA tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a los que están sujetos los diversos elementos de sus inversiones inmobiliarias, 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. Durante el ejercicio 2021, ENDESA no ha detectado impactos significativos en relación a los seguros que tiene formalizados (véase Nota 5.1). 112 Otra información. A 31 de diciembre de 2021 el valor de mercado de las inversiones inmobiliarias se sitúa en 55 millones de euros (60 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véanse Notas 3.2c y 47.2). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ninguna de las inversiones inmobiliarias se encontraba totalmente amortizada ni existían restricciones para su realización. Los importes registrados como gastos directos en el Estado del Resultado Consolidado de los ejercicios 2021 y 2020 relacionados con las inversiones inmobiliarias no son significativos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA no mantiene obligaciones contractuales de compra, construcción o desarrollo de inversiones inmobiliarias, ni de reparación, mantenimiento y mejora por importe significativo. 23. Activo intangible. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes: Millones de Euros Aplicaciones Informáticas Concesiones Costes de Captación Otros TOTAL Coste 1.843 65 337 930 3.175 Amortización Acumulada (1.341) (28) (171) (232) (1.772) Pérdidas por Deterioro - (4) - - (4) Saldo a 31 de Diciembre de 2020 502 33 166 698 1.399 Incorporación / (Reducción) de Sociedades (Nota 7.1) - - - 85 85 Inversiones (Nota 23.1) 156 - 157 15 328 Dotaciones (130) (2) (82) (50) (264) Amortización (130) (2) (82) (49) (263) Pérdidas por Deterioro - - - (1) (1) Bajas - - - (1) (1) Traspasos y otros (5) - - - (5) Total Variaciones 21 (2) 75 49 143 Coste 1.991 65 495 1.023 3.574 Amortización Acumulada (1.468) (30) (254) (275) (2.027) Pérdidas por Deterioro - (4) - (1) (5) Saldo a 31 de Diciembre de 2021 523 31 241 747 (1) 1.542 (1) Incluye las autorizaciones para la explotación de los parques eólicos de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) y las carteras de clientes adquiridas por importe de 691 millones de euros y 16 millones de euros, respectivamente. Millones de Euros Aplicaciones Informáticas Concesiones Costes de Captación Otros TOTAL Coste 1.730 104 240 885 2.959 Amortización Acumulada (1.220) (27) (112) (184) (1.543) Pérdidas por Deterioro - (41) - - (41) Saldo a 31 de Diciembre de 2019 510 36 128 701 1.375 Incorporación / (Reducción) de Sociedades (Nota 7.1) - - - 46 46 Inversiones (Nota 23.1) 130 - 98 6 234 Dotaciones (126) - (60) (55) (241) Amortización (126) (2) (60) (55) (243) Pérdidas por Deterioro - 2 - - 2 Bajas - (3) - - (3) Traspasos y otros (12) - - - (12) Total Variaciones (8) (3) 38 (3) 24 Coste 1.843 65 337 930 3.175 Amortización Acumulada (1.341) (28) (171) (232) (1.772) Pérdidas por Deterioro - (4) - - (4) Saldo a 31 de Diciembre de 2020 502 33 166 698 (1) 1.399 (1) Incluye las autorizaciones para la explotación de los parques eólicos de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) y las carteras de clientes adquiridas por importe de 646 millones de euros y 19 millones de euros, respectivamente. 113 23.1. Principales inversiones y desinversiones. 23.1.1. Principales inversiones. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el detalle de las inversiones en activos intangibles realizadas es el siguiente: Millones de Euros Inversiones Intangibles (1) 2021 2020 Generación y Comercialización 274 185 Generación Convencional 22 12 Generación Renovable 19 14 Comercialización de Energía 194 139 Comercialización de otros Productos y Servicios 39 20 Distribución 34 22 Estructura, Servicios y Otros (2) 20 27 TOTAL 328 234 (1) No incluye las adquisiciones societarias del ejercicio (véase Nota 7). (2) Estructura, Servicios y Ajustes. Durante el ejercicio 2021 ENDESA renovó y reforzó su compromiso con la puesta en valor y el avance en su estrategia de digitalización cada vez más orientada a alcanzar sus objetivos estratégicos de descarbonización, electrificación de la demanda y redes más eficientes (véase Nota 5.2). Las inversiones brutas en activos intangibles corresponden, principalmente, a aplicaciones informáticas e inversiones en curso de la actividad de sistemas y telecomunicaciones (ICT) en todas las Líneas de Negocio por importe de 156 millones de euros y a la activación de los costes incrementales incurridos en la obtención de contratos con clientes por importe de 157 millones de euros (130 millones de euros y 98 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2020). ENDESA tiene la intención de seguir apoyando y favoreciendo el desarrollo de su modelo de innovación, en parte a través de proyectos específicos de divulgación interna y mediante la creación de herramientas específicas destinadas a identificar, verificar, proteger y conservar toda la información de valor generada en ENDESA según el modelo de Open Innovability®. 23.1.2. Principales desinversiones. Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se han producido bajas por importe significativo en este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado. 23.2. Compromisos de adquisición. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los compromisos de adquisición de activos intangibles, que corresponden, fundamentalmente, a aplicaciones informáticas, es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 (1) 31 de Diciembre de 2020 (1) Generación y Comercialización 14 17 Distribución - - Estructura, Servicios y Otros (2) 5 2 TOTAL 19 19 (1) Ninguno de estos importes están comprometidos con Empresas del Grupo ni corresponden a Negocios Conjuntos. (2) Estructura, Servicios y Ajustes. 114 23.3. Otra información. Incorporación / reducción de sociedades. Durante los ejercicios 2021 y 2020, como consecuencia de la adquisición de sociedades para el desarrollo del negocio de renovables, el epígrafe “Otros” ha registrado un aumento por importe de 85 millones de euros y 46 millones de euros, respectivamente, debido a la asignación realizada del precio de compra al activo intangible correspondientes, fundamentalmente, a las licencias adquiridas para el desarrollo de proyectos eólicos y fotovoltaicos (véase Nota 7.1). Test de deterioro. En el ejercicio 2021 no se han registrado pérdidas por deterioro significativas en este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado. En el ejercicio 2020 se registró una reversión de pérdidas por deterioro por importe de 2 millones de euros que correspondía, fundamentalmente a la provisión dotada en ejercicios anteriores sobre la concesión de Distribuidora Eléctrica del Puerto de la Cruz, S.A.U., como resultado de una mejora en los flujos de efectivo previstos (véanse Notas 8.2 y 15). El valor recuperable de esta concesión a 31 de diciembre de 2020 era de 50 millones de euros. Otra información. A 31 de diciembre de 2021 el importe del inmovilizado intangible totalmente amortizado que se encuentra todavía en uso asciende a 214 millones de euros (67 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). 24. Fondo de comercio. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes: Millones de Euros Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Saldo a 31 de Diciembre de 2020 ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) (1) 296 296 Eléctrica del Ebro, S.A.U. (2) 2 2 Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. (2) 21 21 Actividad de Sistemas y Telecomunicaciones (ICT) (3) 143 143 TOTAL 462 462 (1) Asignado a la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Generación de la Península Ibérica (véase Nota 8.2). (2) Asignado a la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Distribución (véase Nota 8.2). (3) Asignado a la Unidad Generadora de Efectivo (UGE) de Generación de la Península Ibérica (65 millones de euros), Distribución (74 millones de euros) y ENDESA, S.A. (4 millones de euros) (véase Nota 8.2). 24.1. Otra información. Test de deterioro. A 31 de diciembre de 2021 ENDESA ha evaluado la recuperabilidad de estos fondos de comercio, para lo cual ha realizado un test de deterioro sobre las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) a las que dichos activos han sido asignados. La metodología, hipótesis básicas y análisis de sensibilidad considerados para la realización de estos test de deterioro es la indicada en la Nota 3.2f. 115 25. Activos y pasivos por impuesto diferido. 25.1. Activos y pasivos por impuesto diferido. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el origen y movimiento de los impuestos diferidos de activo y pasivo registrados en ambos ejercicios, así como los activos y pasivos por impuesto diferido registrados que no resultan compensables, es el siguiente: Millones de Euros Activos y Pasivos por Impuesto Diferido Saldo a 31 de Diciembre de 2020 (Cargo) / Abono Pérdidas y Ganancias (Nota 18) (Cargo) / Abono Patrimonio (Nota 18) Traspasos y otros Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Activos por Impuestos Diferidos: Amortizaciones de Activos Materiales e Intangibles 382 22 - 1 405 Provisiones para Prestaciones al Personal 301 (9) (3) 7 296 Otras Provisiones 520 (57) - (22) 441 Valoración de Instrumentos Financieros Derivados 87 43 992 (7) 1.115 Bases Imponibles Negativas 17 (3) - - 14 Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar 19 4 - - 23 Otros 65 8 - (5) 68 TOTAL 1.391 8 989 (26) 2.362 Pasivos por Impuestos Diferidos: Amortizaciones de Activos Materiales e Intangibles 750 (42) - 9 717 Valoración de Instrumentos Financieros Derivados 72 - 499 (10) 561 Otros 231 5 - (28) 208 TOTAL 1.053 (37) 499 (29) 1.486 Activos por Impuestos Diferidos No Compensables 1.124 Pasivos por Impuestos Diferidos No Compensables 248 Impuestos Diferidos Compensables 1.238 Millones de Euros Activos y Pasivos por Impuesto Diferido Saldo a 31 de Diciembre de 2019 (Cargo) / Abono Pérdidas y Ganancias (Nota 18) (Cargo) / Abono Patrimonio (Nota 18) Traspasos y otros Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Activos por Impuestos Diferidos: Amortizaciones de Activos Materiales e Intangibles 503 (129) - 8 382 Provisiones para Prestaciones al Personal 428 (143) 16 - 301 Otras Provisiones 403 120 - (3) 520 Valoración de Instrumentos Financieros Derivados 55 7 28 (3) 87 Bases Imponibles Negativas 25 (8) - - 17 Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar 26 (7) - - 19 Otros 74 (3) - (6) 65 TOTAL 1.514 (163) 44 (4) 1.391 Pasivos por Impuestos Diferidos: Amortizaciones de Activos Materiales e Intangibles 759 (17) - 8 750 Valoración de Instrumentos Financieros Derivados 94 2 (21) (3) 72 Otros 234 3 (11) 5 231 TOTAL 1.087 (12) (32) 10 1.053 Activos por Impuestos Diferidos No Compensables 604 Pasivos por Impuestos Diferidos No Compensables 266 Impuestos Diferidos Compensables 787 La recuperación de los saldos de activos por impuesto diferido depende de la obtención de beneficios fiscales suficientes en el futuro. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, la recuperación de los activos por impuestos diferidos en ENDESA no se ha visto afectada por la situación generada por la pandemia COVID-19 y los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que las previsiones de beneficios futuros de las distintas sociedades de ENDESA cubren los necesarios para recuperar estos activos (véase Nota 5.1). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 existen activos por impuestos diferidos correspondientes a pérdidas fiscales pendientes de reconocer por importe de 14 millones de euros y 10 millones de euros, respectivamente. 116 A 31 de diciembre de 2021 existen activos por impuesto diferido correspondientes a bases imponibles negativas susceptibles de compensación con futuros beneficios por importe de 14 millones de euros (17 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los activos por impuesto diferido correspondientes a las deducciones de cuota pendientes de aplicar con futuros beneficios y el año hasta el cual pueden ser utilizadas es el siguiente: Millones de Euros Año 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 2028 - 5 Sin Límite 23 14 TOTAL 23 19 A 31 de diciembre de 2021 y 2020, no existen pasivos por impuesto diferido no registrados en el Estado de Situación Financiera Consolidado asociados a inversiones en dependientes, asociadas y entidades bajo control conjunto en las que ENDESA pueda controlar la reversión de las mismas y es probable que no reviertan en un futuro previsible. 25.2. Otra información. Realización de activos y pasivos por impuesto diferido. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la estimación de realización de los activos y pasivos por impuesto diferido reconocidos en el Estado de Situación Financiera Consolidado es como sigue: 26. Inversiones contabilizadas por el método de participación y sociedades de operación conjunta. 26.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activos por Impuesto Diferido 2.362 1.391 Realizable en Un Año 1.003 282 Realizable a Más de Un Año 1.359 1.109 Pasivos por Impuesto Diferido 1.486 1.053 Realizable en Un Año 492 91 Realizable a Más de Un Año 994 962 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Sociedades Asociadas 80 87 Negocios Conjuntos 100 130 TOTAL 180 217 La relación completa de las sociedades participadas en las que ENDESA ejerce una influencia significativa se incluye en el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas. Dichas sociedades no tienen precios de cotización públicos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existen restricciones significativas impuestas sobre la capacidad de las sociedades asociadas o negocios conjuntos para transferir fondos a ENDESA en forma de dividendos en efectivo, o reembolsar préstamos o anticipos realizados por ENDESA (véase Nota 35.1.13). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA no mantiene pasivos contingentes relacionados con Sociedades Asociadas o Negocios Conjuntos por importe significativo. 117 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los créditos y avales concedidos a las Sociedades Asociadas y Negocios Conjuntos, así como las transacciones realizadas con las mismas durante los ejercicios 2021 y 2020 se detallan en la Notas 43.1 y 49.2. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes: Millones de Euros Porcentaje % (1) Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Incorporación / (Reducción) de Sociedades (2) Inversiones o Aumentos Desinversiones o Reducciones Resultado por el Método de Participación Dividendos Traspasos y otros Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Sociedades Asociadas 87 2 1 (3) 1 (4) (4) 80 Tecnatom, S.A. 45,0 29 - - - (2) - - 27 Elcogas, S.A. (En Liquidación) 41,0 - - - - - - - - Gorona del Viento El Hierro, S.A. 23,2 12 - - - 1 - - 13 Boiro Energía, S.A. 40,0 10 - - - (2) (1) - 7 Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. 37,5 8 - - - 1 (1) - 8 ENDESA Soluciones, S.L. 20,0 8 - - (3) - - - 5 Otras 20 2 1 - 3 (2) (4) 20 Negocios Conjuntos 130 - - (4) (2) (34) 10 100 Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. 43,8 45 - - - (17) (16) - 12 Front Marítim del Besòs, S.L. 61,4 33 - - - - - - 33 Nuclenor, S.A. 50,0 - - - - 2 - (2) - Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. 32,0 22 - - (4) 1 (2) 1 18 Suministradora Eléctrica de Cádiz, S.A. 33,5 13 - - - 3 (5) (1) 10 Otros 17 - - - 9 (11) 12 27 TOTAL 217 2 1 (7) (1) (38) 6 180 (1) Porcentaje a 31 de Diciembre de 2021. (2) Incluye las participaciones en las compañías Ateca Renovables, S.L., Terrer Renovables, S.L., Infraestucturas San Serván 220, S.L., Monte Reina Renovables, S.L., Toro Renovables 400 KV, S.L., Lucas Sostenible, S.L. y Solana Renovables, S.L. (véanse Notas 7.2 y 7.3.2). Millones de Euros Porcentaje % (1) Saldo a 31 de Diciembre de 2019 Incorporación / (Reducción) de Sociedades Inversiones o Aumentos Desinversiones o Reducciones Resultado por el Método de Participación Dividendos Traspasos y otros Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Sociedades Asociadas 81 6 2 - 1 (3) - 87 Tecnatom, S.A. 45,0 31 - - - (2) - - 29 Elcogas, S.A. 41,0 - - - - - - - - Gorona del Viento El Hierro, S.A. 23,2 12 - - - - - - 12 Boiro Energía, S.A. 40,0 9 - - - 1 - - 10 Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. 37,5 9 - - - - (1) - 8 ENDESA Soluciones, S.L. 20,0 6 2 - - - 8 Otras 20 - - - 2 (2) - 20 Negocios Conjuntos 151 - - (3) 33 (25) (26) 130 Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. 43,8 57 - - - (3) (9) - 45 Front Marítim del Besòs, S.L. 61,4 37 - - - (4) - - 33 Nuclenor, S.A. 50,0 - - - - 25 - (25) - Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. 32,0 26 - - (3) 1 (2) - 22 Suministradora Eléctrica de Cádiz, S.A. 33,5 11 - - - 5 (3) - 13 Otros 20 - - - 9 (11) (1) 17 TOTAL 232 6 2 (3) 34 (28) (26) 217 (1) Porcentaje a 31 de diciembre de 2020. 118 Sociedades Asociadas. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información de los Estados Financieros de las principales Sociedades Asociadas que han servido de base para la elaboración de estos Estados Financieros Consolidados es la siguiente: Millones de Euros Estado de Situación Financiera Tecnatom, S.A. Elcogas, S.A. (En Liquidación) Gorona del Viento El Hierro, S.A. Boiro Energía, S.A. Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. ENDESA Soluciones, S.L. 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activo no Corriente 61 60 - - 70 73 5 6 19 21 36 37 Activo Corriente 58 58 16 18 15 11 27 25 6 3 22 38 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 18 14 15 17 14 10 12 8 4 2 13 33 Otros Activos Corrientes 40 44 1 1 1 1 15 17 2 1 9 5 Total Activo 119 118 16 18 85 84 32 31 25 24 58 75 Patrimonio Neto 69 62 (113) (113) 54 52 17 24 20 20 27 44 Pasivo no Corriente 24 23 129 129 29 30 13 5 2 2 20 22 Deuda Financiera no Corriente 23 22 129 129 29 - - - - - 20 22 Otros Pasivos no Corrientes 1 1 - - - 30 13 5 2 2 - - Pasivo Corriente 26 33 - 2 2 2 2 2 3 2 11 9 Deuda Financiera Corriente 9 9 - - - - - - - - 6 2 Otros Pasivos Corrientes 17 24 - 2 2 2 2 2 3 2 5 7 Total Patrimonio Neto y Pasivo 119 118 16 18 85 84 32 31 25 24 58 75 Millones de Euros Estado del Resultado Tecnatom, S.A. Elcogas, S.A. (En Liquidación) Gorona del Viento El Hierro, S.A. Boiro Energía, S.A. Compañía Eólica Tierras Altas, S.A. ENDESA Soluciones, S.L. 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Ingresos 97 78 - 5 9 8 9 16 13 8 18 15 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (7) (8) - - (3) (3) (1) (1) (3) (3) (6) (5) Ingreso Financiero 2 - - - - - - - 1 - - - Gasto Financiero - - - - - - - - - - - - Resultados Antes de Impuestos 7 (5) - 5 3 1 (4) 2 4 - - 2 Impuesto sobre Sociedades - - - - - - - - (1) - - (1) Resultado del Ejercicio de las Actividades Continuadas 7 (5) - 5 3 1 (4) 2 3 - - 1 Resultado Después de Impuestos de las Actividades Interrumpidas - - - - - - - - - - - - Otro Resultado Global - - - - - - - - - - - - Resultado Global Total 7 (5) - 5 3 1 (4) 2 3 - - 1 Dichos datos corresponden a la información de las sociedades individuales, a excepción de los relativos a Tecnatom, S.A. que corresponden a sus Estados Financieros Consolidados. ENDESA Soluciones, S.L. Con fecha 22 de marzo de 2021, el Consejo de Administración de ENDESA Soluciones, S.L. acordó el reembolso a los socios de aportaciones de acuerdo con su participación en la misma, correspondiendo a ENDESA un importe de 3 millones de euros (véase Nota 48.3). 119 Negocios Conjuntos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información de los Estados Financieros de los principales Negocios Conjuntos que han servido de base para la elaboración de estos Estados Financieros Consolidados es la siguiente: Millones de Euros Estado de Situación Financiera Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. Front Marítim del Besòs, S.L. Nuclenor, S.A. Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. Suministradora Eléctrica de Cádiz, S.A. 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activo no Corriente 34 82 - - 7 7 49 62 64 67 Activo Corriente 106 128 137 136 19 47 21 19 36 32 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 79 60 - 1 1 2 13 10 28 15 Otros Activos Corrientes 27 68 137 135 18 45 8 9 8 17 Total Activo 140 210 137 136 26 54 70 81 100 99 Patrimonio Neto 102 155 136 135 (11) 4 57 70 29 35 Pasivo no Corriente 24 21 - - 15 17 3 5 23 19 Deuda Financiera no Corriente - - - - - - 3 5 7 7 Otros Pasivos no Corrientes 24 21 - - 15 17 - - 16 12 Pasivo Corriente 14 34 1 1 22 33 10 6 48 45 Deuda Financiera Corriente - - - - - - - - 11 17 Otros Pasivos Corrientes 14 34 1 1 22 33 10 6 37 28 Total Patrimonio Neto y Pasivo 140 210 137 136 26 54 70 81 100 99 Millones de Euros Estado del Resultado Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. Front Marítim del Besòs, S.L. Nuclenor, S.A. Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. Suministradora Eléctrica de Cádiz, S.A. 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Ingresos 126 114 - - 1 33 36 33 14 25 Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (49) (51) - - (16) (29) (15) (15) (2) (3) Ingreso Financiero - - - - 1 1 - - - - Gasto Financiero - - - - - - - - - - Resultados Antes de Impuestos (7) 17 - (17) (17) - 6 5 10 21 Impuesto sobre Sociedades (9) (10) - - - - (2) (2) (2) (7) Resultado del Ejercicio de las Actividades Continuadas (16) 7 - (17) (17) - 4 3 8 14 Resultado Después de Impuestos de las Actividades Interrumpidas - - - - - - - - - - Otro Resultado Global - - - - 1 2 - - - - Resultado Global Total (16) 7 - (17) (16) 2 4 3 8 14 Los datos patrimoniales de los Negocios Conjuntos corresponden a la información de las sociedades individuales. Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. En los ejercicios 2021 y 2020, los resultados de la participación en el 43,75% de la Sociedad Tejo Energia - Produção e Distribuição de Energia Eléctrica, S.A. recogen pérdidas asociadas a la finalización de la actividad de la central a carbón, así como la regularización de cuentas a cobrar. Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. Con fecha 24 de junio de 2021, los accionistas de la Sociedad Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. han acordado la reducción de capital de la Sociedad en un 20% con reembolso a los socios de sus aportaciones de acuerdo con su participación en la misma, correspondiendo a ENDESA un importe de 4 millones de euros (véase Nota 48.3). 120 Front Marítim del Besòs, S.L. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la conciliación del valor contable de la participación en Front Marítim del Besòs, S.L. con la información financiera de esta Sociedad es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Patrimonio Neto de la Sociedad 136 135 Participación sobre el Patrimonio Neto (61,37%) 83 83 Minusvalía (1) (50) (50) Inversión Contabilizada Método de la Participación 33 33 (1) Eliminación del resultado generado en ENDESA Generación, S.A.U., en proporción a su porcentaje de participación, por la aportación que realizó a la Sociedad de determinados terrenos que poseía en el enclave de las Tres Chimeneas en Sant Adrià de Besòs (Barcelona). Resto de Sociedades. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información agregada de los Estados Financieros del resto de las participaciones en Sociedades Asociadas o Negocios Conjuntos individualmente no relevantes que han servido de base para la elaboración de los Estados Financieros Consolidados es la siguiente: Millones de Euros Sociedades Asociadas Negocios Conjuntos 2021 2020 2021 2020 Resultado del Ejercicio de las Actividades Continuadas 8 5 18 22 Resultado Después de Impuestos de las Actividades Interrumpidas - - - - Otro Resultado Global (5) - 19 - Resultado Global Total 3 5 37 22 26.2. Sociedades de operación conjunta. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información de los Estados Financieros de las principales sociedades de Operación Conjunta que han servido de base para la elaboración de los Estados Financieros Consolidados es la siguiente: Millones de Euros Estado de Situación Financiera Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E. Minglanilla Renovables 400KV, A.I.E. (Nota 7.3.1) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activo no Corriente 84 141 1 - Activo Corriente 121 117 4 - Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes - - 2 - Otros Activos Corrientes 121 117 2 - Total Activo 205 258 5 - Patrimonio Neto 16 16 1 - Pasivo no Corriente 107 168 - - Deuda Financiera no Corriente - - - - Otros Pasivos no Corrientes 107 168 - - Pasivo Corriente 82 74 4 - Deuda Financiera Corriente - - - - Otros Pasivos Corrientes 82 74 4 - Total Patrimonio Neto y Pasivo 205 258 5 - Millones de Euros Estado del Resultado Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E. Minglanilla Renovables 400KV, A.I.E. (Nota 7.3.1) 2021 2020 2021 2020 Ingresos 195 237 - - Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro - - - - Ingreso Financiero - 1 - - Gasto Financiero (1) (2) - - Resultado Antes de Impuestos (20) 21 - - Impuesto sobre Sociedades - - - - Resultado del Ejercicio de las Actividades Continuadas (20) 21 - - Resultado Después de Impuestos de las Actividades Interrumpidas - - - - Otro Resultado Global 22 (21) - - Resultado Global Total 2 - - - 121 Durante los ejercicios 2021 y 2020 el detalle de los flujos de efectivo generados por las sociedades de Operación Conjunta es el siguiente: A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA no ha incurrido en ningún pasivo contingente significativo, relacionado con las sociedades de Operación Conjunta. 27. Activos y pasivos de contratos con clientes. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto ha sido el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Explotación (56) 4 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión 56 (5) Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación - - Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Activos de Contratos con Clientes 27.1 - 6 - 10 Pasivos de Contratos con Clientes 27.2 4.284 270 4.256 274 27.1. Activos no corrientes y corrientes de contratos con clientes. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento de los activos corrientes de contratos con clientes del Estado de Situación Financiera Consolidado ha sido el siguiente: Millones de Euros 2021 (1) 2020 (1) Saldo Inicial 10 14 Imputación a Resultados 63 64 Bajas (67) (68) Saldo Final 6 10 (1) Importe neto, incluye la corrección de valor por importe de 1 millón de euros en ambos ejercicios (véase Nota 43.1.3). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los activos corrientes de contratos con clientes corresponden, principalmente, a contratos de ejecución de obras formalizados entre ENDESA Ingeniería, S.L.U. y Red Eléctrica de España, S.A.U. (REE) que estarán en vigor hasta el año 2025. Durante el ejercicio 2021 estos activos han generado unos ingresos por importe de 40 millones de euros registrados en el epígrafe “Ingresos por Ventas y Prestaciones de Servicios” del Estado del Resultado Consolidado (37 millones de euros durante el ejercicio 2020). A 31 de diciembre de 2021 ENDESA tiene formalizados compromisos futuros de prestación de servicios por importe de 25 millones de euros ligados a los contratos de ejecución de obras formalizados con Red Eléctrica de España, S.A.U. (REE) (28 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 50). 27.2. Pasivos no corrientes y corrientes de contratos con clientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de los pasivos no corrientes de contratos con clientes del Estado de Situación Financiera Consolidado han sido los siguientes: Millones de Euros Instalaciones Cedidas de Clientes y Derechos por Acometidas de Extensión Otros Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes Total Saldo a 31 de Diciembre de 2019 4.230 73 4.303 Altas 127 4 131 Imputación a Resultados - - - Traspasos a Corto Plazo y otros (172) (6) (178) Saldo a 31 de Diciembre de 2020 4.185 71 4.256 Altas 199 4 203 Imputación a Resultados - - - Traspasos a Corto Plazo y otros (161) (14) (175) Saldo a 31 de Diciembre de 2021 4.223 61 4.284 122 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 este epígrafe incluye, fundamentalmente, los siguientes conceptos: - Las “Instalaciones Cedidas de Clientes”, que corresponden a la valoración realizada sobre las instalaciones de distribución cedidas por clientes y los ingresos recibidos por terceros, distintos a Organismos Oficiales, relacionados con instalaciones de nueva extensión necesarias para atender las solicitudes de nuevos suministros o ampliación de los existentes. - Los “Derechos por Acometidas de Extensión” asociados con las instalaciones de nueva extensión que la empresa distribuidora está obligada a realizar en función de la tensión y potencia solicitados, en el límite establecido legalmente y que son necesarias para hacer posibles los nuevos suministros y efectuar extensiones de la red de distribución existente. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento de los pasivos corrientes de contratos con clientes del Estado de Situación Financiera Consolidado ha sido el siguiente: A 31 de diciembre de 2021 y 2020 este epígrafe incluye la parte corriente de los conceptos detallados en los párrafos anteriores. 28. Otros activos financieros no corrientes. Durante los ejercicios 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes: Millones de Euros Notas 2021 2020 Saldo Inicial 274 267 Imputación a Resultados 9.2 (167) (164) Traspasos y otros 163 171 Saldo Final 270 274 Millones de Euros Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Entradas o Dotaciones Salidas, Bajas o Reducciones Corrección de Valor contra Patrimonio Neto Traspasos y otros Cambios en el Perímetro de Consolidación Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Préstamos y Partidas a Cobrar 551 41 (36) - 39 - 595 Instrumentos de Patrimonio 9 - - - (1) - 8 Corrección de Valor por Deterioro (26) - 3 - - - (23) TOTAL 534 41 (33) - 38 - 580 Millones de Euros Saldo a 31 de Diciembre de 2019 Entradas o Dotaciones Salidas, Bajas o Reducciones Corrección de Valor contra Patrimonio Neto Traspasos y otros Cambios en el Perímetro de Consolidación Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Préstamos y Partidas a Cobrar 558 15 (14) (7) (1) 551 Instrumentos de Patrimonio 8 1 - - - 9 Corrección de Valor por Deterioro (30) - - 4 - (26) TOTAL 536 16 (14) (3) (1) 534 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el desglose de los otros activos financieros no corrientes, por vencimientos es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Entre más de Uno y Tres Años 28 24 Entre Tres y Cinco Años 11 11 Más de Cinco Años 541 499 TOTAL 580 534 123 28.1. Préstamos y otras partidas a cobrar. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de préstamos y otras cuentas a cobrar es el siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Fianzas y Depósitos 441 443 Créditos al Personal 36 27 Créditos a Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y Sociedades de Operación Conjunta 49.2 58 59 Retribución a la Inversión en Energías Renovables 6 - 1 Otros Activos Financieros 60 22 Corrección de Valor 43.1.3 (21) (24) TOTAL 574 528 Fianzas y depósitos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el epígrafe “Fianzas y Depósitos” incluye, fundamentalmente, las fianzas y los depósitos recibidos de los clientes en España en la fecha de contratación como garantía del suministro eléctrico y que están, a su vez, registrados en el epígrafe “Otros Pasivos no Corrientes” del Estado de Situación Financiera Consolidado ya que fueron depositados en las Administraciones Públicas competentes de acuerdo con la normativa vigente en España (véase Nota 39). Créditos a empresas asociadas, negocios conjuntos y sociedades de operación conjunta. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los créditos concedidos a Sociedades Asociadas, Negocios Conjuntos y sociedades de Operación Conjunta, corrientes y no corrientes, y sus vencimientos son los siguientes: Millones de Euros Notas Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Vencimiento Corriente 2022 (Nota 31) Vencimiento no Corriente 2023 2024 2025 2026 Siguientes Total En Euros 63 5 3 - - - 55 58 En Moneda Extranjera - - - - - - - - TOTAL 49.2 63 5 3 - - - 55 58 Millones de Euros Notas Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Vencimiento Corriente 2021 (Nota 31) Vencimiento no Corriente 2022 2023 2024 2025 Siguientes Total En Euros 64 5 2 1 - - 56 59 En Moneda Extranjera - - - - - - - - TOTAL 49.2 64 5 2 1 - - 56 59 Durante los ejercicios 2021 y 2020 el tipo de interés medio de estos créditos ha sido del 2,2%. 28.2. Instrumentos de patrimonio. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, esta categoría incluye los instrumentos de patrimonio que corresponden a participaciones en otras empresas, netas de deterioro, por importe de 6 millones de euros en ambos periodos. El valor individual de las inversiones registradas en este epígrafe no resulta significativo. 124 29. Instrumentos financieros derivados. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle del epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” del Estado de Situación Financiera Consolidado es el siguiente: La información relativa a los instrumentos financieros derivados se detalla en la Nota 46. 30. Otros activos no corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto es la siguiente: 31. Otros activos financieros corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto es la siguiente: El valor razonable de estos activos financieros no difiere sustancialmente del valor contabilizado. 32. Existencias. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Instrumentos Financieros Derivados de Activo 774 2.401 169 467 Instrumentos Financieros Derivados de Pasivo 573 4.884 236 404 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Retribución de la Actividad de Distribución 6 236 183 Otros Activos 28 61 TOTAL 264 244 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España y otras Retribuciones Reguladas (1) 6 168 277 Compensaciones por Sobrecostes de la Generación en los Territorios No Peninsulares (TNP) 6 749 602 Créditos al Personal 10 9 Créditos a Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y Sociedades de Operación Conjunta 28.1, 43.1.1 y 49.2 5 5 Otros Activos Financieros 2.2 887 40 Corrección de Valor 43.1.3 (2) (2) TOTAL 1.817 931 (1) La financiación del déficit de ingresos de las actividades reguladas en España no ha devengado interés alguno durante los ejercicios 2021 y 2020 dado que la totalidad del importe pendiente de cobro durante ambos ejercicios ha correspondido a desviaciones transitorias. Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Materias Energéticas: 614 476 Carbón 20 32 Combustible Nuclear 255 254 Fuel 115 85 Gas 224 105 Otras Existencias 339 316 Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 418 344 Corrección de Valor (28) (59) TOTAL 1.343 1.077 125 32.1. Derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). Durante los ejercicios 2021 y 2020 se ha efectuado la redención de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) de 2020 y 2019, que han supuesto una baja por importe de 229 millones de euros y 355 millones de euros, respectivamente (10 millones de toneladas y 17 millones de toneladas, respectivamente). A 31 de diciembre de 2021 la provisión por derechos a entregar para cubrir las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) incluida en el epígrafe “Provisiones Corrientes” del Estado de Situación Financiera Consolidado es igual a 340 millones de euros (236 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 38.3). 32.2. Compromisos de adquisición. A 31 de diciembre de 2021 el importe de los compromisos de compras de existencias asciende a 19.766 millones de euros (14.722 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), de los que una parte de los mismos corresponden a acuerdos que contienen cláusulas “take or pay”, siendo el detalle como sigue: Millones de Euros Compromisos Futuros de Compra a 31 de Diciembre de 2021 (1) Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) Electricidad Combustible Nuclear Fuel Gas Otros Total 2022 - 2026 28 251 367 - 7.151 - 7.797 2027 - 2031 - - 122 585 5.313 - 6.020 2032 - 2036 - - 21 - 4.024 - 4.045 2037 - Resto - - - - 1.904 - 1.904 TOTAL 28 251 510 585 18.392 - 19.766 (1) Ninguno de estos importes corresponde a Negocios Conjuntos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la cifra de compromisos de adquisición de existencias incluye el compromiso de adquisición de gas para los contratos formalizados en el ejercicio 2014 con Corpus Christi Liquefaction, LLC, parte de los cuales están garantizados por ENEL, S.p.A. (véase Nota 49.1.2). Respecto a los contratos que contienen cláusulas “take or pay”, en el contexto actual, las previsiones indican que ENDESA seguirá consumiendo las existencias determinadas en dichos contratos (véase Nota 5.1). Los Administradores de la Sociedad consideran que ENDESA podrá atender dichos compromisos por lo que estiman que no se derivarán contingencias significativas por este motivo. 32.3. Otra información. Corrección de valor. En el ejercicio 2020 se registró un deterioro de las existencias de carbón por importe de 9 millones de euros, relacionado con la discontinuidad de las centrales térmicas peninsulares de carbón. Seguros. ENDESA tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a los que están sujetas las existencias, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que están sometidas. Durante el ejercicio 2021, ENDESA no ha detectado impactos significativos en relación a los seguros que tiene formalizados (véase Nota 5.1). Otra información. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA no tiene existencias por importe significativo pignoradas en garantía de cumplimiento de deudas. 126 33. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 5.024 2.808 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios 43.1.1 4.709 2.556 Clientes por Ventas de Electricidad 2.913 1.863 Clientes por Ventas de Gas 983 364 Clientes por otras Operaciones 595 197 Clientes Empresas del Grupo y Asociadas 49.1.3 y 49.2 218 132 Otros Deudores 43.1.1 778 705 Retribución de la Actividad de Distribución 183 246 Otros Deudores Terceros 402 318 Otros Deudores Empresas del Grupo y Asociadas 49.1.3 y 49.2 193 141 Corrección de Valor 43.1.3 (463) (453) Clientes por Ventas y Prestación de Servicios (375) (373) Otros Deudores (88) (80) Activos por Impuestos 358 538 Impuesto sobre Sociedades Corriente 76 426 Hacienda Pública Deudora por Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) 260 99 Otros Impuestos 22 13 TOTAL 5.382 3.346 Los saldos incluidos en este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado, con carácter general, no devengan intereses. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existe ningún cliente que individualmente mantenga saldos significativos en relación con las ventas o cuentas a cobrar totales de ENDESA (véase Nota 44.6). Al no coincidir el periodo habitual de lectura de contadores con el cierre del ejercicio, ENDESA realiza una estimación de las ventas a clientes realizadas por sus sociedades comercializadoras ENDESA Energía, S.A.U., ENDESA Energía Renovable, S.L.U., Energía XXI Comercializadora de Referencia, S.L.U., Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. y Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia, S.L.U., que se encuentran pendientes de facturación. A 31 de diciembre de 2021, los saldos acumulados por las ventas de electricidad y gas pendientes de facturar se incluyen en el epígrafe “Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar” del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto ascienden a 1.548 millones de euros y 684 millones de euros, respectivamente (984 millones de euros y 333 millones de euros, respectivamente, a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 3.2p.1). 33.1. Otra información. Periodo medio de cobro. Durante el ejercicio 2021 el periodo medio de cobro a clientes ha sido de 43 días (32 días en el ejercicio 2020) por lo que el valor razonable no difiere de forma significativa de su valor contable. Otra información. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existen restricciones a la disposición de este tipo de derechos de cobro por importe significativo. Durante los ejercicios 2021 y 2020 se han realizado operaciones de “factoring” cuyos importes no vencidos, a 31 de diciembre de 2021 y 2020, ascienden a 2.292 millones de euros y 978 millones de euros, respectivamente, que han sido dados de baja del Estado de Situación Financiera Consolidado. Dichas operaciones han tenido un coste de 27 millones de euros y 24 millones de euros, respectivamente, registrado en el epígrafe “Resultado Financiero” del Estado del Resultado Consolidado (véase Nota 16.1). 127 34. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Las inversiones de tesorería a corto plazo vencen en un plazo inferior a 3 meses desde su fecha de adquisición y devengan tipos de interés de mercado para este tipo de imposiciones. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existen colocaciones en deuda soberana. A 31 de diciembre de 2021 el saldo de efectivo y otros medios líquidos equivalentes incluye 8 millones de euros correspondientes a la cuenta de reserva del servicio de la deuda constituida por determinadas filiales de renovables de ENDESA en virtud de las operaciones de préstamos suscritas para la financiación de proyectos (7 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 43.4.3). 35. Patrimonio neto. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Efectivo en Caja y Bancos 703 403 Otros Equivalentes de Efectivo - - TOTAL 703 403 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado por tipo de moneda es el siguiente: Millones de Euros Moneda 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Euro 700 395 Dólar Estadounidense (USD) 2 6 Libra Esterlina (GBP) 1 2 TOTAL 703 403 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Total Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante 35.1 5.380 7.315 Capital Social 35.1.1 1.271 1.271 Prima de Emisión 35.1.2 89 89 Reserva Legal 35.1.3 254 254 Reserva de Revalorización 35.1.4 404 404 Otras Reservas 35.1.5 106 106 (Acciones en Patrimonio Propias) 35.1.8 (3) (2) Beneficio Retenido 35.1.9 5.798 6.495 Dividendo a Cuenta 35.1.10 (529) (741) Otros Instrumentos de Patrimonio Neto 2 - Reserva por Pérdidas y Ganancias Actuariales 35.1.7 (455) (487) Ajustes por Cambio de Valor (1.557) (74) Diferencias de Conversión - 1 Reserva por Revaluación de Activos y Pasivos no Realizados 35.1.6 (1.557) (75) Total Patrimonio Neto de las Participaciones no Dominantes 35.2 164 150 TOTAL PATRIMONIO NETO 5.544 7.465 128 35.1. Patrimonio neto: de la Sociedad Dominante. 35.1.1. Capital social. A 31 de diciembre de 2021 el capital social de ENDESA, S.A. asciende a 1.270.502.540,40 euros y está representado por 1.058.752.117 acciones de 1,2 euros de valor nominal totalmente suscritas y desembolsadas que se encuentran en su totalidad admitidas a cotización en las Bolsas Españolas. Esta cifra no ha sufrido ninguna variación en los ejercicios 2021 y 2020. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el porcentaje del capital social de ENDESA, S.A. que el Grupo ENEL posee a través de ENEL Iberia, S.L.U. es del 70,1%. A esas mismas fechas, ningún otro accionista ostentaba acciones que representasen más del 10% del capital social de ENDESA, S.A. 35.1.2. Prima de emisión. La prima de emisión proviene de las operaciones de reordenación societaria de la Sociedad. El artículo 303 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la prima de emisión para la ampliación de capital y no establece restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo. No obstante, a 31 de diciembre de 2021, 35 millones de euros tienen carácter restringido en la medida en que están sujetos a beneficios fiscales aplicados en ejercicios anteriores (40 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). 35.1.3. Reserva legal. De acuerdo con el artículo 274 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital, cada año debe destinarse el 10% del beneficio del ejercicio a dotar 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 su 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 pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este fin. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, ENDESA, S.A. tenía dotada esta reserva por el límite mínimo que establece la citada ley. 35.1.4. Reserva de revalorización. El saldo del epígrafe “Reserva de Revalorización” se ha originado por la revalorización de activos practicada al amparo del Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio. Los activos objeto de estas actualizaciones fueron aportados el 1 de enero de 2000 a las empresas correspondientes como consecuencia del proceso de reordenación societaria llevado a cabo por ENDESA. El saldo de esta reserva puede destinarse, sin devengo de impuestos, a eliminar resultados contables negativos, tanto los acumulados de ejercicios anteriores como los del propio ejercicio, o los que puedan producirse en el futuro, a la ampliación del capital social o a reservas de libre disposición siempre que, en este último caso, la plusvalía monetaria haya sido realizada. Se entenderá realizada la plusvalía en la parte correspondiente a la amortización contablemente practicada o cuando los elementos patrimoniales actualizados hayan sido transmitidos o dados de baja en los libros de contabilidad. Si se dispusiera del saldo de esta cuenta en forma distinta a la prevista en el Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio, dicho saldo pasaría a estar sujeto a tributación. A 31 de diciembre de 2021, 221 millones de euros tienen carácter restringido en la medida en que están sujetos a beneficios fiscales aplicados en ejercicios anteriores (261 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). 129 35.1.5. Otras reservas. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 este epígrafe incluye, fundamentalmente, la reserva por capital amortizado por importe de 102 millones de euros, que ha sido dotada de conformidad con el artículo 335 de la Ley de Sociedades de Capital, que establece que, cuando la reducción se realice con cargo a beneficios o a reservas libres o por vía de amortización de acciones adquiridas por la Sociedad a título gratuito, el importe del valor nominal de las acciones amortizadas o el de la disminución del valor nominal de las acciones deberá destinarse a una reserva de la que sólo será posible disponer con los mismos requisitos que los exigidos para la reducción del capital social. 35.1.6. Reserva por revaluación de activos y pasivos no realizados. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento producido en esta reserva es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Variación en el Valor de Mercado Imputación a Resultados Otras Operaciones con Socios o Propietarios 31 de Diciembre de 2021 Operaciones de Cobertura (31) (1.053) (436) - (1.520) Derivados de Tipo de Interés (27) 13 6 - (8) Derivados de Tipo de Cambio (112) 103 20 - 11 Derivados de Materias Energéticas 108 (1.169) (462) - (1.523) Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas (44) 7 - - (37) TOTAL (75) (1.046) (436) - (1.557) Millones de Euros 31 de Diciembre de 2019 Variación en el Valor de Mercado Imputación a Resultados Otras Operaciones con Socios o Propietarios 31 de Diciembre de 2020 Operaciones de Cobertura 102 (315) 182 - (31) Derivados de Tipo de Interés (14) (19) 6 - (27) Derivados de Tipo de Cambio 51 (131) (32) - (112) Derivados de Materias Energéticas 65 (165) 208 - 108 Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas (44) - - - (44) TOTAL 58 (315) 182 - (75) 35.1.7. Reserva por pérdidas y ganancias actuariales. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los importes registrados en esta reserva se derivan de las pérdidas y ganancias actuariales reconocidas en patrimonio (véase Nota 38.1). 35.1.8. Acciones en patrimonio propias. El 19 de octubre de 2021 el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. ha acordado llevar a cabo un Programa Temporal de Recompra de Acciones con el objetivo de dar cobertura al Plan de Retribución variable a largo plazo denominado “Plan de Incentivo Estratégico 2021-2023”, que incluye como parte del pago del Incentivo Estratégico la entrega de acciones (véase Nota 49.3). El Programa de Recompra, gestionado e implementado por Exane, S.A. (“Exane BNP Paribas”), está sujeto a lo previsto en el Reglamento Delegado (UE) 2016/1052 de la Comisión, de 8 de marzo, por el que se completa el Reglamento (UE) 596/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 16 de abril. Con la ejecución de dicho Programa, ENDESA, S.A. ha adquirido 79.659 acciones propias que se añaden a las 82.799 acciones propias que adquirió en el ejercicio 2020 tras la ejecución de un programa similar. De acuerdo con lo anterior, a 31 de diciembre de 2021 ENDESA, S.A. tiene en su poder acciones propias de acuerdo con el siguiente detalle: N.º de Acciones Valor Nominal (Euros/Acción) Porcentaje sobre el Capital Social (%) Precio Medio de Adquisición (Euros/Acción) Coste Total de Adquisición (Euros) Acciones Propias a 31 de Diciembre de 2021 162.458 1,20 0,01534 21,44 3.483.847 Acciones Propias a 31 de Diciembre de 2020 82.799 1,20 0,00782 23,27 1.926.534 Desde su adquisición no se han producido enajenaciones ni amortizaciones. 130 35.1.9. Beneficio retenido. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de las reservas de la Sociedad es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Reservas Voluntarias 693 693 Reserva de Fusión 667 667 Otras Reservas de Libre Disposición 26 26 Otro Beneficio Retenido 5.105 5.802 TOTAL 5.798 6.495 La reserva de fusión proviene de las operaciones de reordenación societaria de la Sociedad y su saldo, a 31 de diciembre de 2021, es de 667 millones de euros, de los que 81 millones de euros están afectos a restricción en la medida en que están sujetos a determinados beneficios fiscales (667 millones de euros y 90 millones de euros restringidos, respectivamente, a 31 de diciembre de 2020). 35.1.10. Dividendos. Ejercicio 2021. El Consejo de Administración de ENDESA, S.A. en su reunión celebrada el 24 de noviembre de 2021, acordó distribuir a sus accionistas un dividendo a cuenta de los resultados del ejercicio 2021 por un importe bruto de 0,5 euros por acción cuyo pago, que ha supuesto un desembolso de 529 millones de euros, se hizo efectivo el pasado 3 de enero de 2022 (véase Nota 41). Dicho dividendo a cuenta figura minorando el Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante a 31 de diciembre de 2021. De acuerdo con lo requerido por el artículo 277 del Real Decreto Ley 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital, el estado de liquidez provisional de ENDESA, S.A. que pone de manifiesto la existencia de liquidez suficiente para la distribución de dicho dividendo es el siguiente: Millones de Euros Del 1 de Noviembre de 2021 al 31 de Octubre de 2022 Disponible al Inicio del Periodo 4.112 Caja, Bancos y Efectivo Equivalente 80 Créditos Disponibles con Empresas del Grupo 4.032 Aumentos de Tesorería 4.938 Por Operaciones Corrientes 1.037 Por Operaciones Financieras 3.901 Disminuciones de Tesorería (6.033) Por Operaciones Corrientes (1.018) Por Operaciones Financieras (5.015) Disponible al Final del Periodo 3.017 Propuesta de Dividendo a Cuenta de los Resultados del Periodo 2021 529 Esta cantidad no excede de los resultados obtenidos por ENDESA, S.A. en el ejercicio 2021, deducidas las pérdidas procedentes de ejercicios anteriores y las reservas obligatorias dotadas por ley o disposición estatutaria, así como la estimación del impuesto a pagar sobre los citados resultados. Ejercicio 2020. La Junta General de Accionistas de ENDESA, S.A. celebrada el pasado 30 de abril de 2021 aprobó la distribución a sus accionistas de un dividendo total con cargo al resultado del ejercicio 2020 por un importe bruto de 2,0136 euros por acción, lo que supone un total de 2.132 millones de euros conforme al siguiente detalle: Millones de Euros Notas Fecha de Aprobación Euros Brutos por Acción Importe Fecha de Pago Dividendo a Cuenta 41 25 de noviembre de 2020 0,700 741 4 de enero de 2021 Dividendo Complementario 30 de abril de 2021 1,3136 1.391 1 de julio de 2021 Total Dividendo con Cargo al Resultado de 2020 48.3 2,0136 2.132 35.1.11. Pérdidas y Ganancias reconocidas en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de las Pérdidas y Ganancias reconocidas en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado es la siguiente: 131 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2020 Variaciones del Periodo 2021 31 de Diciembre de 2021 Total De la Sociedad Dominante De las Participaciones no Dominantes Ganancias / (Pérdidas) por Valoración Importes Transferidos al Estado del Resultado Efecto Impositivo Variación de Perímetro y otros Otras Operaciones con Socios o Propietarios Total De la Sociedad Dominante De las Participaciones no Dominantes PARTIDAS QUE NO SE RECLASIFICAN AL RESULTADO DEL PERIODO (487) (487) - 35 - (3) - - (455) (455) - Por Revalorización / (Reversión de la Revalorización) del Inmovilizado Material y de Activos Intangibles - - - - - - - - - - - Por Ganancias y Pérdidas Actuariales 38.1 (487) (487) - 35 - (3) - - (455) (455) - Participación en Otro Resultado Global Reconocidos por las Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas - - - - - - - - - - - Instrumentos de Patrimonio con Cambios en Otro Resultado Integral - - - - - - - - - - - Resto de Ingresos y Gastos que no se Reclasifican al Resultado del Periodo - - - - - - - - - - - PARTIDAS QUE PUEDEN RECLASIFICARSE POSTERIORMENTE AL RESULTADO DEL PERIODO (75) (75) - (1.392) (583) 493 - - (1.557) (1.557) - Operaciones de Cobertura (31) (31) - (1.399) (583) 493 - - (1.520) (1.520) - Diferencias de Conversión - - - - - - - - - - - Participación en Otro Resultado Global Reconocidos por las Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas (44) (44) - 7 - - - - (37) (37) - Instrumentos de Deuda a Valor Razonable con Cambios en Otro Resultado Integral - - - - - - - - - - - Resto de Ingresos y Gastos que pueden Reclasificarse posteriormente al Resultado del Periodo - - - - - - - - - - - TOTAL (562) (562) - (1.357) (583) 490 - - (2.012) (2.012) - 132 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2019 Variaciones del Periodo 2020 31 de Diciembre de 2020 Total De la Sociedad Dominante De las Participaciones no Dominantes Ganancias / (Pérdidas) por Valoración Importes Transferidos al Estado del Resultado Efecto Impositivo Variación de Perímetro y otros Otras Operaciones con Socios o Propietarios Total De la Sociedad Dominante De las Participaciones no Dominantes PARTIDAS QUE NO SE RECLASIFICAN AL RESULTADO DEL PERIODO (821) (821) - (86) 16 404 - (487) (487) - Por Revalorización / (Reversión de la Revalorización) del Inmovilizado Material y de Activos Intangibles - - - - - - - - - - - Por Ganancias y Pérdidas Actuariales 38.1 (821) (821) - (86) 16 404 - (487) (487) - Participación en Otro Resultado Global Reconocidos por las Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas - - - - - - - - - - - Instrumentos de Patrimonio con Cambios en Otro Resultado Integral - - - - - - - - - - - Resto de Ingresos y Gastos que no se Reclasifican al Resultado del Periodo - - - - - - - - - - - PARTIDAS QUE PUEDEN RECLASIFICARSE POSTERIORMENTE AL RESULTADO DEL PERIODO 58 58 - (431) 238 60 - - (75) (75) - Operaciones de Cobertura 102 102 - (431) 238 60 - - (31) (31) - Diferencias de Conversión - - - - - - - - - - - Participación en Otro Resultado Global Reconocidos por las Inversiones en Negocios Conjuntos y Asociadas (44) (44) - - - - - - (44) (44) - Instrumentos de Deuda a Valor Razonable con Cambios en Otro Resultado Integral - - - - - - - - - - - Resto de Ingresos y Gastos que pueden Reclasificarse posteriormente al Resultado del Periodo - - - - - - - - - - - TOTAL (763) (763) - (517) 238 76 404 - (562) (562) - 133 35.1.12. Gestión del capital. La gestión del capital de ENDESA está enfocada a mantener una estructura financiera sólida que optimice el coste de capital y la disponibilidad de los recursos financieros, asegurando la continuidad del negocio a largo plazo. Esta política de prudencia financiera permite mantener una adecuada creación de valor para el accionista a la vez que asegura la liquidez y la solvencia de ENDESA. Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran como indicador de seguimiento de la situación financiera el nivel de apalancamiento consolidado, cuyo dato a 31 de diciembre de 2021 y 2020, es el siguiente: Millones de Euros Notas Apalancamiento 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Deuda Financiera Neta: 8.806 6.853 Deuda Financiera no Corriente 37 y 43.3 7.211 5.901 Deuda Financiera Corriente 37 y 43.3 3.167 1.372 Derivados de Deuda Registrados en Pasivo 46 14 36 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 (703) (403) Derivados de Deuda Registrados en Activo 46 (7) (7) Garantías Financieras Registradas en Activo 2.2, 28.1 y 31 (876) (46) Patrimonio Neto: 35 5.544 7.465 De la Sociedad Dominante 35.1 5.380 7.315 De las Participaciones no Dominantes 35.2 164 150 Apalancamiento (%) (1) 158,84 91,80 (1) Apalancamiento (%) = Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto. ENDESA mantiene criterios de prudencia similares a los aplicados hasta ahora en su nivel de endeudamiento y en la estructura del mismo mediante la obtención de financiación a largo plazo que permita adecuar los calendarios de vencimiento de la deuda a su capacidad de generación de caja conforme al plan de negocio previsto. Asimismo, dispone de financiación a corto plazo que contribuye a optimizar la gestión de las necesidades de capital circulante y mejorar el coste del conjunto de la deuda. La Sociedad cuenta con una situación financiera sólida y líneas de crédito incondicionales contratadas con entidades de primer nivel disponibles por importes significativos. Esto, unido a la puesta en marcha de planes específicos para la mejora y gestión eficiente de la liquidez, se estima que permitirá afrontar el impacto provocado por las dificultades de la situación económica (véase Nota 44.4). Los Administradores de la Sociedad consideran que el apalancamiento alcanzado permite optimizar el coste de capital manteniendo un elevado nivel de solvencia. Por ello, teniendo en cuenta las expectativas de resultados y el plan de inversiones previsto, la política de dividendos establecida permitirá mantener en el futuro un apalancamiento que posibilitará la consecución del objetivo de la gestión de capital mencionado anteriormente. En los ejercicios 2021 y 2020 se han aprobado y distribuido los siguientes dividendos (véase Nota 35.1.10): Millones de Euros Notas Dividendos Aprobados y Distribuidos Fecha de Aprobación Euros Brutos por Acción Importe Fecha de Pago Dividendo a Cuenta 41 25 de noviembre de 2020 0,700 741 4 de enero de 2021 Dividendo Complementario 30 de abril de 2021 1,3136 1.391 1 de julio de 2021 Total Dividendo con Cargo al Resultado de 2020 48.3 2,0136 2.132 Dividendo a Cuenta 26 de noviembre de 2019 0,700 741 2 de enero de 2020 Dividendo Complementario 5 de mayo de 2020 0,775 821 1 de julio de 2020 Total Dividendo con Cargo al Resultado de 2019 48.3 1,475 1.562 134 Los ratings a largo plazo asignados por las agencias de calificación crediticia a ENDESA a las respectivas fechas de formulación de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020, los cuales corresponden a niveles de “investment grade”, son los siguientes: Calificación Crediticia 31 de Diciembre de 2021 (1) 31 de Diciembre de 2020 (1) Largo Plazo Corto Plazo Perspectiva Fecha de Último Informe Largo Plazo Corto Plazo Perspectiva Standard & Poor’s BBB+ A-2 Estable 21 de diciembre de 2021 BBB+ A-2 Estable Moody’s Baa1 P-2 Estable 14 de enero de 2021 Baa1 P-2 Estable Fitch BBB+ F2 Estable 4 de febrero de 2022 A- F2 Estable (1) A las respectivas fechas de formulación de los Estados Financieros Consolidados. Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que el rating otorgado por las agencias de calificación crediticia permitiría, en caso de ser necesario, acceder a los mercados financieros en condiciones razonables. 35.1.13. Restricciones a la disposición de fondos y prenda sobre acciones de las filiales. A 31 de diciembre de 2021 determinadas filiales de ENDESA que operan en el negocio de energías renovables y que están financiadas a través de “project finance” contienen cláusulas en sus contratos financieros cuyo cumplimiento es requisito para efectuar distribuciones de resultados a los accionistas. A 31 de diciembre de 2021 el importe de deuda financiera afectada por tales restricciones asciende a 84 millones de euros (79 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véanse Notas 20.3, 43.4.3 y 50). 35.2. Patrimonio neto: de las Participaciones no Dominantes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado han sido los siguientes: Millones de Euros Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Dividendos Distribuidos Resultado del Ejercicio Inversiones o Ampliaciones Desinversiones o Reducciones (1) Otros Movimientos Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Aguilón 20, S.A. 22 (2) 2 - - 1 23 Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. 2 - - - - 1 3 Eólica Valle del Ebro, S.A. 4 - - - - (1) 3 Explotaciones Eólicas Saso Plano, S.A. 10 - 1 - - (1) 10 Parque Eólico Sierra del Madero, S.A. 20 - 3 - - (1) 22 Sociedad Eólica de Andalucía, S.A. 26 (3) 3 - - 2 28 Otras 66 - 13 - (4) - 75 TOTAL 150 (5) 22 - (4) 1 164 (1) Corresponde a la adquisición de la participación minoritaria (43,88%) en Planta Eólica Europea, S.A. por un importe de 1 millón de euros y a la devolución de fondos de socios de Bosa del Ebro, S.L. por importe de 3 millones de euros (véanse Notas 7.1 y 48.3). Millones de Euros Saldo a 31 de Diciembre de 2019 Dividendos Distribuidos Resultado del Ejercicio Inversiones o Ampliaciones (1) Desinversiones o Reducciones Otros Movimientos Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Aguilón 20, S.A. 22 (2) 1 - - 1 22 Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. 2 - - - - - 2 Eólica Valle del Ebro, S.A. 4 - - - - - 4 Explotaciones Eólicas Saso Plano, S.A. 11 (1) - - - - 10 Parque Eólico Sierra del Madero, S.A. 19 - 1 - - - 20 Sociedad Eólica de Andalucía, S.A. 26 (2) 2 - - - 26 Otras 65 (3) 2 3 - (1) 66 TOTAL 149 (8) 6 3 - - 150 (1) Corresponde a la aportación de fondos de socios de San Francisco de Borja, S.L. (3 millones de euros) (véase Nota 48.3). A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el saldo del epígrafe “Patrimonio Neto de las Participaciones no Dominantes”, recoge, principalmente, las participaciones no dominantes mantenidas por ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE). 135 Con fecha 9 de junio de 2021 y 18 de febrero 2020 ENDESA Red, S.A.U. ha formalizado sendas compras de participaciones minoritaria en Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A., Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Distribución, S.A.U. y Energía Ceuta XXI Comercializadora de Referencia, S.A.U. (0,04% y 0,08%, respectivamente) lo que ha supuesto una reducción de las participaciones no dominantes por importe inferior a 1 millón de euros (véase Nota 7.1). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 las partidas más relevantes del Estado de Situación Financiera, Estado del Resultado y Estado de Flujos de Efectivo de las principales sociedades de ENDESA con participaciones no dominantes que han servido de base para la elaboración de estos Estados Financieros Consolidados son las siguientes: Millones de Euros Estado de Situación Financiera Aguilón 20, S.A. Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. Eólica Valle del Ebro, S.A. Explotaciones Eólicas Saso Plano, S.A. Parque Eólico Sierra del Madero, S.A. Sociedad Eólica de Andalucía, S.A. 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activo no Corriente 86 91 92 98 8 9 32 34 76 76 119 126 Activo Corriente 21 14 11 6 2 1 9 5 10 4 26 14 Total Activo 107 105 103 104 10 10 41 39 86 80 145 140 Patrimonio Neto 47 46 76 78 6 7 28 26 52 46 66 64 Pasivo no Corriente 53 53 21 19 3 3 12 8 16 12 65 65 Pasivo Corriente 7 6 6 7 1 - 1 5 18 22 14 11 Total Patrimonio Neto y Pasivo 107 105 103 104 10 10 41 39 86 80 145 140 Millones de Euros Estado del Resultado Aguilón 20, S.A. Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. Eólica Valle del Ebro, S.A. Explotaciones Eólicas Saso Plano, S.A. Parque Eólico Sierra del Madero, S.A. Sociedad Eólica de Andalucía, S.A. 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Ingresos 14 11 35 41 5 2 5 5 17 10 28 19 Resultados Antes de Impuestos 4 2 3 11 - - 2 2 9 2 13 7 Resultado del Ejercicio de las Actividades Continuadas 3 2 2 9 - - 1 1 7 2 10 5 Resultado Después de Impuestos de las Actividades Interrumpidas - - - - - - - - - - - - Otro Resultado Global - - - - - - - - - - - - Resultado Global Total 3 2 2 9 - - 1 1 7 2 10 5 Millones de Euros Estado de Flujos de Efectivo Aguilón 20, S.A. Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. Eólica Valle del Ebro, S.A. Explotaciones Eólicas Saso Plano, S.A. Parque Eólico Sierra del Madero, S.A. Sociedad Eólica de Andalucía, S.A. 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Explotación 14 7 2 13 - 1 7 5 9 9 21 11 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión - (1) 3 (22) - 1 - (2) (3) (13) (1) (4) Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación (7) (4) (6) (3) - (2) (4) (2) (6) (4) (14) (6) Los datos patrimoniales corresponden a la información de las sociedades individuales, a excepción de los relativos a Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A. que corresponden a sus Estados Financieros Consolidados. 136 36. Subvenciones. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición y movimientos de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado han sido los siguientes: El epígrafe “Subvenciones de Capital” incluye, principalmente, las ayudas recibidas al amparo de lo previsto en los convenios de colaboración para la realización de planes de mejora de la calidad del suministro eléctrico en la red de distribución firmados, entre otros, con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y con los Organismos Públicos homólogos de las Comunidades Autónomas. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 ENDESA cumplía con los requisitos necesarios para la percepción y disfrute de las subvenciones indicadas anteriormente. 37. Deuda financiera no corriente y corriente. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de los epígrafes “Deuda Financiera no Corriente” y “Deuda Financiera Corriente” del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: La información relativa a la deuda financiera no corriente y corriente se detalla en la Nota 43.3. 38. Provisiones. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas Subvenciones de Capital Saldo a 31 de Diciembre de 2019 273 Altas 3 Imputación a Resultados 9.2 (16) Traspasos a Corto Plazo y otros 1 Saldo a 31 de Diciembre de 2020 261 Altas 8 Imputación a Resultados 9.2 (15) Traspasos a Corto Plazo y otros - Saldo a 31 de Diciembre de 2021 254 Millones de Euros No Corriente Corriente 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Deuda Financiera 7.211 5.901 3.167 1.372 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Provisiones por Prestaciones al Personal 659 - 757 - Provisiones para Pensiones y otras Obligaciones Similares 38.1 610 - 701 - Otras Prestaciones al Personal 49 - 56 - Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla 38.2 767 237 1.011 216 Expedientes de Regulación de Empleo 27 32 40 35 Suspensiones de Contrato 740 205 971 181 Otras Provisiones 38.3 2.558 374 1.936 261 TOTAL 3.984 611 3.704 477 137 38.1. Provisiones para pensiones y otras obligaciones similares. Las obligaciones recogidas en el Estado de Situación Financiera Consolidado en concepto de provisiones para pensiones y otras provisiones similares surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual en los que se establece el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un régimen complementario al otorgado por el sistema público para la cobertura de las contingencias de jubilación, incapacidad permanente y fallecimiento. Los compromisos por pensiones, tanto de prestación definida como de aportación definida, están instrumentados básicamente a través de planes de pensiones o contratos de seguros excepto en lo relativo a determinadas prestaciones en especie, para los cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la externalización y su cobertura se realiza mediante la correspondiente provisión interna. Pasivos actuariales netos y brutos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el saldo registrado en el Estado de Situación Financiera Consolidado como consecuencia de la diferencia entre el pasivo actuarial por los compromisos de prestación definida y el valor de mercado de los activos afectos es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Pasivo Actuarial 1.219 1.283 Activos Afectos (609) (582) Saldo Contable del Déficit por Pasivo Actuarial 610 701 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información sobre los pasivos actuariales netos para los compromisos de prestación definida es la siguiente: Millones de Euros Notas 2021 Pensiones Energía Asistencia Sanitaria Total Pasivo Actuarial Neto Inicial 325 374 2 701 Coste Neto por Intereses 16 3 2 - 5 Costes de los Servicios en el Periodo 12 7 2 - 9 Beneficios Pagados en el Periodo - - - - Aportaciones del Período (62) (14) - (76) Otros Movimientos 5 1 - 6 Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas - - - - Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras (64) (17) - (81) Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia 58 32 - 90 Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses (44) - - (44) Pasivo Actuarial Neto Final 228 380 2 610 Millones de Euros Notas 2020 Pensiones Energía Asistencia Sanitaria Total Pasivo Actuarial Neto Inicial 257 876 15 1.148 Coste Neto por Intereses 16 3 4 - 7 Costes de los Servicios en el Periodo 12 8 3 - 11 Beneficios Pagados en el Periodo - - - - Aportaciones del Ejercicio (28) (14) - (42) Otros Movimientos 5 (501) (13) (509) (1) Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas 38 12 - 50 (2) Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras 64 14 - 78 Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia (23) (20) - (43) Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses 1 - - 1 Pasivo Actuarial Neto Final 325 374 2 701 (1) Incluye 515 millones de euros correspondientes a la diferencia entre la valoración del pasivo actuarial previo y del nuevo pasivo actuarial a la fecha de eficacia del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, considerando los nuevos compromisos asumidos en relación, principalmente, al suministro eléctrico (véase Nota 53). (2) Corresponde al efecto por la modificación de las tablas de mortalidad de acuerdo con la Resolución de 17 de diciembre de 2020, de la Dirección General de Seguros y Fondos de Pensiones. 138 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información sobre los pasivos actuariales brutos para los compromisos de prestación definida es la siguiente: Millones de Euros 2021 Pensiones Energía Asistencia Sanitaria Total Pasivo Actuarial Inicial 907 374 2 1.283 Gastos Financieros 6 2 - 8 Costes de los Servicios en el Periodo 7 2 - 9 Beneficios Pagados en el Periodo (82) (14) - (96) Otros Movimientos 5 1 - 6 Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas - - - - Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras (64) (17) - (81) Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencias 58 32 - 90 Pasivo Actuarial Final 837 380 2 1.219 Millones de Euros 2020 Pensiones Energía Asistencia Sanitaria Total Pasivo Actuarial Inicial 871 876 15 1.762 Gastos Financieros 9 4 - 13 Costes de los Servicios en el Periodo 8 3 - 11 Beneficios Pagados en el Periodo (65) (14) - (79) Otros Movimientos 5 (501) (13) (509) (1) Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas 38 12 - 50 (2) Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras 64 14 - 78 Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencias (23) (20) - (43) Pasivo Actuarial Final 907 374 2 1.283 (1) Incluye 515 millones de euros correspondientes a la diferencia entre la valoración del pasivo actuarial previo y del nuevo pasivo actuarial a la fecha de eficacia del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, considerando los nuevos compromisos asumidos en relación, principalmente, al suministro eléctrico (véase Nota 53). (2) Corresponde al efecto por la modificación de las tablas de mortalidad de acuerdo con la Resolución de 17 de diciembre de 2020, de la Dirección General de Seguros y Fondos de Pensiones. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la información sobre los cambios en el valor de mercado de los activos afectos para los compromisos de prestación definida es la siguiente: Millones de Euros 2021 Pensiones Energía Asistencia Sanitaria Total Valor de Mercado Inicial de los Activos Afectos 582 - - 582 Rendimiento Esperado 3 - - 3 Aportaciones del Período 62 14 - 76 Beneficios Pagados en el Período (82) (14) - (96) (Pérdidas) Ganancias Actuariales 44 - - 44 Valor de Mercado Final de los Activos Afectos (1) 609 - - 609 (1) No incluye prestaciones post-empleo distintas de los planes de pensiones. Millones de Euros 2020 Pensiones Energía Asistencia Sanitaria Total Valor de Mercado Inicial de los Activos Afectos 614 - - 614 Rendimiento Esperado 6 - - 6 Aportaciones del Periodo 28 14 - 42 Beneficios Pagados en el Periodo (65) (14) - (79) (Pérdidas) Ganancias Actuariales (1) - - (1) Valor de Mercado Final de los Activos Afectos (1) 582 - - 582 (1) No incluye prestaciones post-empleo distintas de los planes de pensiones. 139 Impacto en el Estado del Resultado Consolidado y el Estado de Otro Resultado Global Consolidado. Durante los ejercicios 2021 y 2020 los importes registrados en el Estado del Resultado Consolidado por las provisiones de pensiones de prestación definida y aportación definida han sido los siguientes: Millones de Euros Notas 2021 2020 Prestación Definida (14) 497 Coste Corriente del Ejercicio (1) 12 (9) (11) Costes Financieros Netos 16 (5) (7) Otros Costes Corrientes del Ejercicio 12 - 515 (2) Aportación Definida (50) (55) Coste Corriente del Ejercicio (3) 12 (50) (55) TOTAL (64) 442 (1) En el ejercicio 2021 incluye 5 millones de euros del coste corriente del ejercicio correspondiente a personal prejubilado que estaba registrado previamente como provisión en el epígrafe “Provisión por Reestructuración de Plantilla” y que ha sido traspasado durante el ejercicio al epígrafe “Provisiones para Pensiones y otras Provisiones Similares” (5 millones de euros en el ejercicio 2020). (2) Correspondientes a la diferencia entre la valoración del pasivo actuarial previo y del nuevo pasivo actuarial a la fecha de eficacia del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, considerando los nuevos compromisos asumidos en relación, principalmente, al suministro eléctrico (véase Nota 53). (3) Durante los ejercicios 2021 y 2020 se han aportado 30 millones de euros incluidos previamente en el epígrafe “Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla”. Durante los ejercicios 2021 y 2020 los importes registrados en Otro Resultado Global Consolidado por las provisiones de pensiones de prestación definida han sido los siguientes: Millones de Euros Notas 2021 2020 Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses 44 (1) Ganancias y Pérdidas Actuariales (9) (85) TOTAL 35.1.11 35 (86) A 31 de diciembre de 2021, conforme a la mejor estimación disponible, las aportaciones previstas para atender los planes de prestación definida en el ejercicio 2022 ascenderán aproximadamente a 17 millones de euros (11 millones de euros, a 31 de diciembre de 2020, para atender los planes de prestación definida en el ejercicio 2021). Activos afectos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 las principales categorías de los activos de los planes de prestación definida, en términos porcentuales sobre el total de activos, son las siguientes: Porcentaje (%) 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activos de Renta Fija (1) 45 49 Acciones (1) 39 33 Inversiones Inmobiliarias y otros 16 18 TOTAL 100 100 (1) Incluyen acciones y bonos de sociedades del Grupo ENEL por importe de 11 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (20 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle del valor razonable de los valores de renta fija por área geográfica es el siguiente: Millones de Euros País 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Luxemburgo 57 40 Estados Unidos de América 54 56 España 20 66 Francia 12 14 Reino Unido 11 10 Italia 9 20 Alemania 9 14 Holanda 2 3 Bélgica - 2 Resto 101 60 TOTAL 275 285 140 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el valor de los activos afectos a los planes de prestación definida colocados en deuda soberana es el siguiente: Millones de Euros País 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 España 10 37 Italia 4 13 Francia 1 2 Bélgica - 2 Alemania 1 1 Resto 23 28 TOTAL 39 83 Las acciones y los activos de renta fija tienen precios cotizados en los mercados activos. La rentabilidad esperada de los activos afectos se ha estimado teniendo en cuenta las previsiones de los principales mercados financieros de renta fija y variable, y asumiendo que las categorías de activos tendrán una ponderación similar a la del ejercicio anterior. Durante el ejercicio 2021 la rentabilidad media real ha sido del 9,19%, positiva (1,06%, positiva, en el ejercicio 2020). Actualmente la estrategia de inversión y la gestión del riesgo son únicas para todos los partícipes del Plan y no se está siguiendo ninguna estrategia de correlación entre activos y pasivos. Hipótesis actuariales. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para los compromisos de prestación definida no asegurados, han sido las siguientes: 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Tipo de Interés 1,08% - 1,16% 0,56% - 0,61% Tablas de Mortalidad PERM / FCOL2020 PERM / FCOL2020 Rendimiento Esperado de los Activos 1,09% 0,57% Revisión Salarial (1) 1,00% 1,00% Incremento de los Costes de Salud 4,40% 3,20% (1) Referencia de porcentaje para la estimación del incremento salarial. A 31 de diciembre de 2021, la crisis sanitaria COVID-19 no ha supuesto ninguna modificación significativa en las hipótesis actuariales anteriores (véanse Notas 3.1 y 5.1). Para la determinación del tipo de interés para descontar los compromisos se toma una curva construida con los rendimientos de las emisiones de bonos corporativos de calificación crediticia “AA” en base al plazo de pago estimado de las provisiones derivadas de cada compromiso. Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por pensiones ante fluctuaciones en las principales hipótesis actuariales, dejando constantes el resto de variables, es la siguiente: Millones de Euros Hipótesis 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Pensiones Otros Compromisos de Prestación Definida Pensiones Otros Compromisos de Prestación Definida Disminución en 50 p.b. del Tipo de Interés 68 29 77 30 Aumento en 50 p.b. del Tipo de Interés (61) (25) (68) (27) Disminución en 50 p.b. del Índice de Precios al Consumo (IPC) (1) (7) Na (9) (2) Aumento en 50 p.b. del Índice de Precios al Consumo (IPC) (1) 7 Na 9 3 Incremento del 1% de los Costes de Asistencia Sanitaria Na Na Na 1 Incremento de 1 año de la Esperanza de Vida de Empleados en Activo y Jubilados 24 15 15 7 (1) Referencia de porcentaje para la estimación del incremento salarial. 141 Otra información. La administración de los planes de pensiones de ENDESA es realizada de conformidad con los límites generales de gestión y asunción de riesgos marcados en las respectivas legislaciones vigentes y aplicables en España. Actualmente el fondo de pensiones al que se encuentran adscritos los planes de pensiones promovidos por las sociedades de ENDESA asume aquellos riesgos que son inherentes a los activos en los que se encuentra invertido, principalmente: − Los riesgos de la inversión en activos de renta fija se derivan tanto del movimiento de los tipos de interés como de la calidad crediticia de los títulos de la cartera. − Los riesgos de la inversión en renta variable se derivan de la incidencia que pueda producirse por la volatilidad (variaciones) del precio de dichos activos, que es superior al de la renta fija. − Los riesgos de la inversión en instrumentos financieros derivados se hallan en función del apalancamiento que conllevan, lo que les hace especialmente sensibles a las variaciones de precio del subyacente (activo de referencia). − Las inversiones en activos denominados en divisas distintas al euro conllevan un riesgo adicional derivado de las variaciones del tipo de cambio. − Las inversiones en activos no negociados, al efectuarse en mercados de liquidez limitada y menor eficiencia, presentan riesgos de valoración derivados tanto de los métodos que se utilicen como de la ausencia de precios de contraste en el mercado. A 31 de diciembre de 2021 la duración media ponderada, calculada mediante los flujos probables del compromiso, es de 15,2 años (16,7 años a 31 de diciembre de 2020), siendo el calendario previsto de los pagos necesarios para atender a las provisiones de prestación definida el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Año 1 44 37 Año 2 45 41 Año 3 48 43 Año 4 49 45 Año 5 51 47 A partir del Año 5 1.194 1.173 TOTAL 1.431 1.386 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la clasificación de los activos de los planes de prestación definida valorados por niveles de jerarquía de valor razonable es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Activos de los Planes de Prestación Definida 609 464 40 105 582 495 52 35 Las valoraciones de los activos clasificados como Nivel 3 se determinan en base a los informes de valoración realizados por la Sociedad gestora correspondiente. 38.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla. Las obligaciones recogidas en el Estado de Situación Financiera Consolidado en concepto de provisiones para planes de reestructuración de plantilla surgen como consecuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual en los que se establece el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un régimen complementario al otorgado por el sistema público para la cobertura de la situación de cese o suspensión de la relación laboral por acuerdo entre las partes. 142 38.2.1. Expedientes de regulación de empleo. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 existen básicamente 3 tipos de planes vigentes (Plan Voluntario de Salidas de 2000, Planes Mineros 2006-2012 y Plan Minero 2016) que afectan a un total de 530 personas y 688 personas, respectivamente, todas ellas en situación de prejubilación. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento de esta provisión a largo plazo es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Saldo Inicial 40 60 Dotaciones con Cargo al Estado del Resultado del Ejercicio - (13) Gastos de Personal 12 1 (14) Resultados Financieros 16 (1) 1 Traspasos a Corto Plazo y otros (13) (7) Saldo Final 27 40 A 31 de diciembre de 2021 el epígrafe “Provisiones Corrientes” del Estado de Situación Financiera Consolidado incluye 32 millones de euros correspondientes a provisiones para expedientes de regulación de empleo (35 millones de euros de pagos a 31 de diciembre de 2020). Hipótesis actuariales. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de las provisiones por estos expedientes de regulación de empleo, han sido las siguientes: 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Tipo de Interés 0,20% 0,00% Índice de Precios al Consumo (IPC) 2,20% 1,00% Tablas de Mortalidad PERM / FCOL2020 PERM / FCOL2020 A 31 de diciembre de 2021, la crisis sanitaria COVID-19 no ha supuesto ninguna modificación significativa en las hipótesis actuariales anteriores (véanse Notas 3.1 y 5.1). Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por planes de reestructuración ante fluctuaciones en las principales hipótesis actuariales, manteniendo constantes el resto de variables, es la siguiente: Millones de Euros Hipótesis 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Aumento 50 p.b. Disminución 50 p.b. Aumento 50 p.b. Disminución 50 p.b. Tipo de Interés (1) 1 (2) 2 Índice de Precios al Consumo (IPC) - - 1 (1) 38.2.2. Acuerdo sobre medidas voluntarias de suspensión o extinción de contratos de trabajo. El Plan Estratégico de ENDESA contempla, entre sus líneas de actuación, la aceleración en el cumplimiento de los compromisos del parque de generación, mediante un mayor impulso a las energías renovables y cierre de las centrales térmicas peninsulares de carbón. En este contexto, ENDESA está abordando la reestructuración de las actividades derivadas del proceso de Transición Energética, que afecta a las centrales de generación de fuentes térmicas y, como consecuencia de ello, registró en el ejercicio 2020 una provisión por importe de 213 millones de euros que afecta aproximadamente a 577 empleados de conformidad con el Plan de Descarbonización y la decisión adoptada de promover la discontinuidad de las centrales térmicas de carbón y la reorganización de las actividades derivadas de la Transición Energética. Además, el Plan Estratégico contempla la electrificación de la demanda y el desarrollo de redes como elemento faciliador e integrador, para lo que se desarrollar planes de digitalización que contribuirán, entre otros, a mejorar la fiabilidad de la red y la calidad del servicio. 143 De acuerdo con lo anterior, la Compañía dotó una provisión por importe de 387 millones de euros en el ejercicio 2020 en línea con el compromiso con las mejoras en la eficiencia que contempla la salida de aproximadamente 1.200 empleados afectados, entre otros, por la digitalización de procesos. A 31 de diciembre de 2021, en aplicación del “Acuerdo sobre Medidas Voluntarias de Suspensión o Extinción de Contratos de Trabajo del Acuerdo Marco de Garantías para ENDESA, S.A. y sus filiales eléctricas”, ENDESA tiene registrada una provisión por importe de 945 millones de euros (1.152 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) que afecta a un máximo de 3.086 empleados para los cuales ENDESA se ha comprometido a no ejercitar la facultad de solicitar el retorno a la empresa (3.563 empleados a 31 de diciembre de 2020). Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento de esta provisión a largo plazo es el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Saldo Inicial 971 436 Dotaciones con Cargo al Estado del Resultado del Ejercicio (12) 753 Gastos de Personal 12 (3) 741 (1) Resultados Financieros 16 (9) 12 Traspasos a Corto Plazo y otros (219) (218) Saldo Final 740 971 (1) Incluye la dotación de provisiones para planes de reestructuración de plantilla relacionadas, entre otros, con el Plan de Descarbonización y la Digitalización de Procesos por importe de 213 millones de euros y 387 millones de euros, respectivamente, en el marco del “Acuerdo sobre Medidas Voluntarias de Suspensión o Extinción de Contratos de Trabajo”. Asimismo, incluye el efecto por cambios en las hipótesis demográficas por importe de 8 millones de euros. A 31 de diciembre de 2021 el epígrafe “Provisiones Corrientes” del Estado de Situación Financiera Consolidado incluye 205 millones de euros correspondientes a provisiones por el acuerdo de suspensión de contratos (181 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Hipótesis actuariales. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de las provisiones por el acuerdo de suspensión de contratos han sido las siguientes: 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Tipo de Interés 0,20% 0,00% Incremento Futuro Garantía 1,00% 1,00% Incremento Resto de Conceptos 2,20% 1,00% Tablas de Mortalidad PERM / FCOL2020 PERM / FCOL2020 A 31 de diciembre de 2021, la crisis sanitaria COVID-19 no ha supuesto ninguna modificación significativa en las hipótesis actuariales anteriores (véanse Notas 3.1 y 5.1). Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la sensibilidad del valor del pasivo actuarial por suspensión de contratos ante fluctuaciones en las principales hipótesis actuariales, manteniendo constantes el resto de variables, es la siguiente: Millones de Euros Hipótesis 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Aumento 50 p.b. Disminución 50 p.b. Aumento 50 p.b. Disminución 50 p.b. Tipo de Interés (19) 11 (27) 29 Garantía y Resto de Conceptos 6 (4) 10 (10) 144 38.3. Otras provisiones. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Provisiones por Costes de Cierre de las Instalaciones 2.134 - 1.508 - Centrales Nucleares 666 - 597 - Otras Centrales 1.376 - 819 - Desmantelamiento de Contadores 87 - 86 - Cierre de Explotaciones Mineras 5 - 6 - Provisiones de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 32.1 - 340 - 236 Provisiones para Litigios, Indemnizaciones y otras Obligaciones Legales o Contractuales 424 34 428 25 TOTAL 2.558 374 1.936 261 Millones de euros Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Gastos de Explotación Resultados Financieros (Nota 16.1) Dotaciones Netas con Cargo a Inmovilizado (Nota 20) Pagos Traspasos y otros Saldo a 31 de Diciembre de 2021 Dotaciones Reversiones Provisiones por Costes de Cierre de las Instalaciones 1.508 17 (13) 2 652 (32) - 2.134 Centrales Nucleares 597 - - 1 68 - - 666 Otras Centrales 819 17 (12) 1 582 (31) - 1.376 Desmantelamiento de Contadores 86 - (1) - 2 - - 87 Cierre de Explotaciones Mineras 6 - - - - (1) - 5 Provisiones de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 236 338 (234) - - - - 340 Provisiones para Litigios, Indemnizaciones y otras Obligaciones Legales o Contractuales 453 112 (63) (1) - (8) (35) 458 TOTAL 2.197 467 (310) 1 652 (40) (35) 2.932 Millones de euros Saldo a 31 de Diciembre de 2019 Gastos de Explotación Resultados Financieros (Nota 16.1) Dotaciones Netas con Cargo a Inmovilizado (Nota 20) Pagos Traspasos y otros Saldo a 31 de Diciembre de 2020 Dotaciones Reversiones Provisiones por Costes de Cierre de las Instalaciones 1.532 3 (50) 1 38 (16) - 1.508 Centrales Nucleares 640 1 - 1 (45) - - 597 Otras Centrales 790 2 (47) - 87 (14) 1 819 Desmantelamiento de Contadores 93 - (2) - (4) - (1) 86 Cierre de Explotaciones Mineras 9 - (1) - - (2) - 6 Provisiones de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 364 235 (363) - - - - 236 Provisiones para Litigios, Indemnizaciones y otras Obligaciones Legales o Contractuales 474 105 (97) 5 - (7) (27) 453 TOTAL 2.370 343 (510) 6 38 (23) (27) 2.197 Provisión por costes de cierre de las instalaciones. ENDESA registra los costes en los que deberá incurrir para acometer los trabajos de desmantelamiento de algunas de sus centrales, así como de determinadas instalaciones de distribución de electricidad (véase Nota 3.2m.4). Dichas provisiones se registran por su valor actualizado. En el caso de las centrales nucleares, esta provisión recoge el importe al que se estima que ENDESA deberá hacer frente hasta el momento en el que la entidad pública empresarial Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA) se haga cargo del desmantelamiento de estas centrales (véase Nota 3.2b.1). Provisión para cubrir el coste de los Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ). Esta provisión corresponde, principalmente, con las obligaciones de entrega de derechos por las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) realizadas durante el ejercicio. 145 Las sociedades de ENDESA que realizan emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) en su actividad de generación eléctrica deben entregar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), equivalentes a las emisiones realizadas durante el ejercicio anterior (véase Nota 3.2m.3). 39. Otros pasivos no corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: 40. Otros pasivos financieros no corrientes y corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: A 31 de diciembre de 2021 el epígrafe “Otros Pasivos Financieros no Corrientes” incluye los importes netos relativos al ajuste por desviaciones en el precio de mercado del semiperiodo regulatorio 2020-2022, que ascienden a 94 millones de euros y de los semiperiodos regulatorios anteriores que ascienden a 26 millones de euros. En relación a estos últimos, se incluyen 4 millones de euros en el epígrafe “Otros Pasivos Financieros Corrientes”. 41. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Fianzas y Depósitos 28.1 y 43.2 476 490 Otras Cuentas a Pagar 43.2 214 140 TOTAL 690 630 Millones de Euros No Corriente Corriente Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Intereses a Pagar de Deuda Financiera - - 22 21 Retribución a la Inversión en Energías Renovables 28.1 120 1 12 4 TOTAL 120 1 34 25 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 6.071 5.024 Proveedores y otros Acreedores 3.811 3.739 Dividendo a Pagar 35.1.10 y 35.1.12 530 745 Otras Cuentas por Pagar 1.730 540 Pasivos por Impuestos 785 979 Impuesto sobre Sociedades Corriente 333 512 Hacienda Pública Acreedora por Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) 108 50 Otros Impuestos 344 417 TOTAL 6.856 6.003 146 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el epígrafe “Dividendo a Pagar” recoge, principalmente, los dividendos correspondientes a ENDESA, S.A.: Millones de Euros Notas Dividendo a Pagar Euros Brutos por Acción Importe Fecha de Pago Dividendo a Cuenta 35.1.10 Ejercicio 2021 0,500 529 3 de enero de 2022 Dividendo a Cuenta 35.1.10, 35.1.12 y 48.3 Ejercicio 2020 0,700 741 4 de enero de 2021 A 31 de diciembre de 2021 el importe de la deuda comercial descontada con las entidades financieras para la gestión de pago a proveedores (“confirming”) clasificada en el epígrafe “Acreedores Comerciales y otras Cuentas por Pagar” del Estado de Situación Financiera Consolidado asciende a 29 millones de euros (53 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Durante los ejercicios 2021 y 2020 el ingreso financiero devengado por los contratos de “confirming” ha ascendido a un importe inferior a 1 millón de euros. A 31 de diciembre de 2021, la estimación de las facturas pendientes de recibir por los costes de peajes de electricidad y gas, derivados de la energía suministrada y no facturada ascienden a 225 millones de euros y 111 millones de euros, respectivamente (288 millones de euros y 92 millones de euros, respectivamente, a 31 de diciembre de 2020) y se incluye en el Estado de Situación Financiera Consolidado. 41.1. Información sobre el periodo medio de pago a proveedores. Disposición adicional tercera. “Deber de información” de la Ley 15/2010, de 5 de julio. A continuación, se incluye la información relativa al grado de cumplimiento por parte de ENDESA de los plazos establecidos para el pago a proveedores por operaciones comerciales de acuerdo a la Ley 15/2010, de 5 de julio: 42. Deuda financiera neta. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, la conciliación de la deuda financiera bruta y neta de ENDESA es la siguiente: Número de Días 2021 2020 Periodo Medio de Pago a Proveedores 10 14 Ratio de Operaciones Pagadas 10 13 Ratio de Operaciones Pendientes de Pago 22 22 Millones de Euros 2021 2020 Total Pagos Realizados 16.716 12.115 Total Pagos Pendientes 363 208 Millones de Euros Notas Conciliación de la Deuda Financiera 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Deuda Financiera no Corriente 37 y 43.3 7.211 5.901 Deuda Financiera Corriente 37 y 43.3 3.167 1.372 Deuda Financiera Bruta 10.378 7.273 Derivados de Deuda Registrados en Pasivo 46 14 36 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 (703) (403) Derivados de Deuda Registrados en Activo 46 (7) (7) Garantías Financieras Registradas en Activo 2.2, 28.1 y 31 (876) (46) Deuda Financiera Neta 8.806 6.853 Para analizar la evolución de la deuda financiera neta hay que tener en cuenta que durante el ejercicio 2021, ENDESA, S.A. ha pagado a sus accionistas dividendos por un importe de 2,0136 euros brutos por acción, lo que ha supuesto un desembolso de 2.132 millones de euros (véanse Notas 35.1.10 y 48.3). La información relativa a la deuda financiera no corriente y corriente se detalla en la Nota 43.3. 147 43. Instrumentos financieros. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la clasificación de los instrumentos financieros del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Instrumentos Financieros de Activo Instrumentos Financieros Derivados 29 774 2.401 169 467 Otros Activos Financieros 28 y 31 580 1.817 534 931 Otros Activos 30 264 - 244 - Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 33 - 5.024 - 2.808 Activos de Contratos con Clientes 27.1 - 6 - 10 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 - 703 - 403 TOTAL 43.1 1.618 9.951 947 4.619 Instrumentos Financieros de Pasivo Instrumentos Financieros Derivados 29 573 4.884 236 404 Deuda Financiera 37 7.211 3.167 5.901 1.372 Otros Pasivos Financieros 40 120 34 1 25 Otros Pasivos 39 690 - 630 - Acreedores Comerciales y otras Cuentas a Pagar 41 - 6.071 - 5.024 Pasivos de Contratos con Clientes 27.2 4.284 270 4.256 274 TOTAL 43.2 12.878 14.426 11.024 7.099 43.1. Clasificación de instrumentos financieros de activo no corrientes y corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la clasificación de los instrumentos financieros de activo del Estado de Situación Financiera Consolidado por categoría es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Activos Financieros a Coste Amortizado 43.1.1 838 7.550 772 4.152 Otros Activos Financieros 28.1 y 31 574 1.817 528 931 Otros Activos 30 264 - 244 - Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 33 - 5.024 - 2.808 Activos de Contratos con Clientes 27.1 - 6 - 10 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 - 703 - 403 Activos Financieros a Valor Razonable con Cambios en el Estado del Resultado 171 1.420 27 300 Instrumentos de Patrimonio 28.2 6 - 6 - Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 46.2 165 1.420 21 300 Activos Financieros a Valor Razonable con Cambios en el Estado de Otro Resultado Global - - - - Derivados de Cobertura 46.1 609 981 148 167 TOTAL 1.618 9.951 947 4.619 ENDESA no ha modificado su modelo de negocio ni se han visto modificadas significativamente las características de los flujos de efectivo contractuales de sus activos financieros por lo que tampoco se ha producido ninguna reclasificación entre las categorías de los mismos (véase Nota 5.1). 148 43.1.1. Activos financieros a coste amortizado. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los activos financieros a coste amortizado, por naturaleza, es el siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Activos Financieros a Coste Amortizado Otros Activos Financieros 574 1.817 528 931 Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España y otras Retribuciones Reguladas 31 - 168 - 277 Compensaciones por Sobrecostes de la Generación en los Territorios No Peninsulares (TNP) 31 - 749 - 602 Fianzas y Depósitos 28.1 441 - 443 - Créditos al Personal 28.1 y 31 36 10 27 9 Créditos a Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y Sociedades de Operación Conjunta 49.2 58 5 59 5 Retribución a la Inversión en Energías Renovables 28.1 - - 1 - Otros Activos Financieros (1) 28.1 y 31 60 887 22 40 Corrección de Valor 43.1.3 (21) (2) (24) (2) Otros Activos no Corrientes 30 264 - 244 - Retribución de la Actividad de Distribución 236 - 183 - Otros Activos 28 - 61 - Corrección de Valor 43.1.3 - - - - Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 33 - 5.024 - 2.808 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios - 4.709 - 2.556 Otros Deudores - 778 - 705 Retribución de la Actividad de Distribución - 183 - 246 Otros - 595 - 459 Corrección de Valor 43.1.3 - (463) - (453) Activos de Contratos con Clientes 27.1 - 6 - 10 Activos de Contratos con Clientes - 7 - 11 Corrección de Valor 43.1.3 - (1) - (1) Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 - 703 - 403 TOTAL 838 7.550 772 4.152 (1) A 31 de diciembre de 2021 incluye las garantías financieras registradas como consecuencia de la operativa en los mercados de derivados de “commodities” y energía. El valor razonable de estos activos financieros no difiere sustancialmente del valor contabilizado en libros. 43.1.2. Activos financieros a valor razonable con cambios en el Estado del Resultado. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, dentro de esta categoría se incluyen los instrumentos de patrimonio que corresponden a participaciones en otras empresas por importe de 6 millones de euros en ambos periodos. El valor individual de las inversiones registradas en este epígrafe no resulta significativo. Además, en esta categoría se incluyen los Derivados no Designados Contablemente como Cobertura. La información relativa a los mismos se detalla en la Nota 46. 43.1.3. Corrección de valor. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de las pérdidas esperadas reconocidas para los activos financieros valorados a su coste amortizado en función del enfoque general o simplificado, es el siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Promedio Ponderado de las Tasas de Pérdidas Esperadas Saldo Bruto Corrección de Valor por Pérdidas Esperadas Saldo Neto Promedio Ponderado de las Tasas de Pérdidas Esperadas Saldo Bruto Corrección de Valor por Pérdidas Esperadas Saldo Neto Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 33 8,4% 5.487 463 5.024 13,9% 3.261 453 2.808 Corrientes no Vencidos 1,2% 4.580 54 4.526 0,4% 2.446 10 2.436 Vencidos: 45,1% 907 409 498 54,4% 815 443 372 Con Antigüedad de 1 a 30 dias 2,2% 90 2 88 1,8% 56 1 55 Con Antigüedad de 31 a 60 dias 6,5% 93 6 87 11,5% 61 7 54 Con Antigüedad de 61 a 90 dias 9,2% 87 8 79 12,3% 65 8 57 Con Antigüedad de 91 a 120 dias 14,5% 55 8 47 24,3% 37 9 28 Con Antigüedad de 121 a 150 dias 21,9% 32 7 25 32,0% 25 8 17 Con Antigüedad de 151 a 180 dias 21,9% 32 7 25 30,8% 26 8 18 Con Antigüedad Mayor a 180 dias 71,6% 518 371 147 73,8% 545 402 143 Activos de Contratos con Clientes 27.1 14,3% 7 1 6 9,1% 11 1 10 Otros Activos Financieros no Corrientes 28.1 3,5% 595 21 574 4,3% 552 24 528 Otros Activos Financieros Corrientes 31 0,1% 1.819 2 1.817 0,2% 933 2 931 Otros Activos no Corrientes 30 0,0% 264 - 264 0,0% 244 - 244 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 0,0% 703 - 703 0,0% 403 - 403 TOTAL 8.875 487 8.388 5.404 480 4.924 149 Clientes por ventas y prestación de servicios y otros deudores. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento del epígrafe “Corrección de Valor” de “Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores” ha sido el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Saldo Inicial 453 466 Dotaciones 8.2, 15.2 y 43.5 125 120 Aplicaciones (115) (133) Saldo Final 33 463 453 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la práctica totalidad del importe de la corrección de valor corresponde a clientes por ventas de energía. Durante el ejercicio 2021, se ha registrado una mayor dotación de pérdidas por deterioro procedentes de contratos con clientes, por importe de 5 millones de euros. Su evolución es debida, entre otros aspectos, al registro de una provisión por importe de 27 millones de euros como consecuencia del empeoramiento en el comportamiento de pago de las pequeñas compañías comercializadoras de energía motivado por el fuerte incremento de precios de las materias energéticas durante el ejercicio, que se ha visto compensado, en sentido contrario, por el escenario actual de recuperación económica de España y Portugal y la intensificación de la gestión de cobro suspendida temporalmente en el ejercicio 2020 debido a las medidas extraordinarias relacionadas con la situación económica motivada por el COVID-19 (véase Nota 5.1). Activos de contratos con clientes. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento del epígrafe “Corrección de Valor” de “Activos de Contratos con Clientes” (véase Nota 27.1) ha sido el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Saldo Inicial 1 1 Dotaciones - - Aplicaciones - - Saldo Final 27.1 1 1 Otros activos financieros no corrientes y corrientes. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento del epígrafe “Corrección de Valor” de “Otros Activos Financieros no Corrientes y Corrientes” (véanse Notas 28 y 31) ha sido el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Activos Financieros no Corrientes Activos Financieros Corrientes Activos Financieros no Corrientes Activos Financieros Corrientes Saldo Inicial 24 2 29 12 Dotaciones 8.2, 15.2, 16.1 y 43.5 - - 2 - Aplicaciones 15.2 y 16.1 (3) - (7) (10) Saldo Final 21 2 24 2 Otros activos no corrientes. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento del epígrafe “Corrección de Valor” de “Otros Activos no Corrientes” (véase Nota 30) ha sido el siguiente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Saldo Inicial - 3 Dotaciones 8.2, 15.2, 16.1 y 43.5 - - Aplicaciones 15.2 y 16.1 - (3) Saldo Final - - 150 43.1.4. Compromisos de instrumentos financieros de activo. A 31 de diciembre de 2021 ENDESA no tiene suscritos acuerdos que incluyan compromisos de realizar inversiones de carácter financiero por importe significativo. 43.2. Clasificación de instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la clasificación de los instrumentos financieros de pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado por categoría es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Pasivos Financieros a Coste Amortizado 43.2.1 11.787 9.542 10.768 6.695 Deuda Financiera 37 y 43.3 6.693 3.167 5.881 1.372 Otros Pasivos financieros 40 120 34 1 25 Otros Pasivos 39 690 - 630 - Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 41 - 6.071 - 5.024 Pasivos de Contratos con Clientes 27.2 4.284 270 4.256 274 Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en el Estado del Resultado 729 2.101 36 209 Deuda Financiera (1) 37 y 43.3 518 - 20 - Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 46.2 211 2.101 16 209 Derivados de Cobertura 46.1 362 2.783 220 195 TOTAL 12.878 14.426 11.024 7.099 (1) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacentes de una cobertura de valor razonable y se valoran a valor razonable con cambios en el Estado del Resultado Consolidado. 43.2.1. Pasivos financieros a coste amortizado. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los pasivos financieros a coste amortizado, por naturaleza, es el siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 No Corriente Corriente No Corriente Corriente Obligaciones y otros Valores Negociables 43.3 - 2.917 - 1.162 Deudas con Entidades de Crédito 43.3 2.808 134 2.124 101 Otras Deudas Financieras 43.3 3.885 116 3.757 109 Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 41 - 6.071 - 5.024 Pasivos de Contratos con Clientes 27.2 4.284 270 4.256 274 Otros Pasivos Financieros 40 120 34 1 25 Otros Pasivos 39 690 - 630 - TOTAL 11.787 9.542 10.768 6.695 43.3 Deuda financiera. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la composición de los epígrafes de “Deuda Financiera no Corriente” y “Deuda Financiera Corriente” del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 Valor Nominal Valor Contable Valor Razonable No Corriente Corriente Total Obligaciones y otros Valores Negociables 2.927 18 2.917 2.935 2.935 Deudas con Entidades de Crédito 3.445 3.308 134 3.442 3.458 Otras Deudas Financieras 4.001 3.885 116 4.001 4.302 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 21 943 861 82 943 960 Otras 3.058 3.024 34 3.058 3.342 TOTAL (1) 10.373 7.211 3.167 10.378 10.695 (1) Correspondiente a financiación sostenible en un 60%. 151 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2020 Valor Nominal Valor Contable Valor Razonable No Corriente Corriente Total Obligaciones y otros Valores Negociables 1.174 20 1.162 1.182 1.182 Deudas con Entidades de Crédito 2.228 2.124 101 2.225 2.288 Otras Deudas Financieras 3.866 3.757 109 3.866 4.305 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 21 803 740 63 803 820 Otras 3.063 3.017 46 3.063 3.485 TOTAL (1) 7.268 5.901 1.372 7.273 7.775 (1) Correspondiente a financiación sostenible en un 45%. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el desglose del valor nominal de la deuda financiera sin derivados por vencimientos es el siguiente: 152 Millones de Euros Vencimiento Valor Contable 31 de Diciembre de 2021 Valor Razonable Valor Nominal Vencimientos Total Valor Nominal Corriente No Corriente 2023 2024 2025 2026 Siguientes Obligaciones y otros Valores Negociables 2.935 2.935 2.915 12 - - - - 12 2.927 Tipo de Interés Fijo 2031 18 18 - 12 - - - - 12 12 Tipo de Interés Variable 2022 2.917 2.917 2.915 - - - - - - 2.915 Deudas con Entidades de Crédito 3.442 3.458 134 3.311 179 979 235 415 1.503 3.445 Tipo de Interés Fijo 2028 999 991 - 999 - 500 - 200 299 999 Tipo de Interés Variable 2038 2.443 2.467 134 2.312 179 479 235 215 1.204 2.446 Otras Deudas Financieras 4.001 4.302 116 3.885 80 3.078 78 80 569 4.001 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 943 960 82 861 77 77 72 74 561 943 Tipo de Interés Fijo 2080 943 960 82 861 77 77 72 74 561 943 Tipo de Interés Variable - - - - - - - - - - Otras Deudas Financieras 3.058 3.342 34 3.024 3 3.001 6 6 8 3.058 Tipo de Interés Fijo 2040 3.012 3.295 5 3.007 1 3.001 1 - 4 3.012 Tipo de Interés Variable 2027 46 47 29 17 2 - 5 6 4 46 TOTAL 10.378 10.695 3.165 7.208 259 4.057 313 495 2.084 10.373 Millones de Euros Vencimiento Valor Contable 31 de Diciembre de 2020 Valor Razonable Valor Nominal Vencimientos Total Valor Nominal Corriente No Corriente 2022 2023 2024 2025 Siguientes Obligaciones y otros Valores Negociables 1.182 1.182 1.162 12 - - - - 12 1.174 Tipo de Interés Fijo 2031 20 20 - 12 - - - - 12 12 Tipo de Interés Variable 2021 1.162 1.162 1.162 - - - - - - 1.162 Deudas con Entidades de Crédito 2.225 2.288 101 2.127 490 190 192 191 1.064 2.228 Tipo de Interés Variable 2034 2.225 2.288 101 2.127 490 190 192 191 1.064 2.228 Otras Deudas Financieras 3.866 4.305 109 3.757 61 60 3.054 60 522 3.866 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 803 820 63 740 59 59 53 54 515 803 Tipo de Interés Fijo 2080 803 820 63 740 59 59 53 54 515 803 Otras Deudas Financieras 3.063 3.485 46 3.017 2 1 3.001 6 7 3.063 Tipo de Interés Fijo 2040 3.021 3.429 15 3.006 1 1 3.001 1 2 3.021 Tipo de Interés Variable 2026 42 56 31 11 1 - 5 5 42 TOTAL 7.273 7.775 1.372 5.896 551 250 3.246 251 1.598 7.268 153 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el desglose de la deuda financiera bruta antes de derivados, por monedas, y el efecto sobre la misma por las coberturas de tipo de cambio, es el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Estructura Inicial de la Deuda Efectos de la Cobertura de la Deuda Estructura de la Deuda Posterior a la Cobertura Tipo de Interés Coste Amortizado Valor Nominal % Sobre Total Coste Amortizado % Sobre Total Tipo de Interés Medio (%) Tipo de Interés Efectivo (%) Euro 10.177 10.172 98,1 10.177 98,1 1,5 1,5 Dólar Estadounidense (USD) 201 201 1,9 201 1,9 3,0 3,0 TOTAL 10.378 10.373 100,0 - 10.378 100,0 1,5 1,5 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Estructura Inicial de la Deuda Efectos de la Cobertura de la Deuda Estructura de la Deuda Posterior a la Cobertura Tipo de Interés Coste Amortizado Valor Nominal % Sobre Total Coste Amortizado % Sobre Total Tipo de Interés Medio (%) Tipo de Interés Efectivo (%) Euro 7.186 7.181 98,8 - 7.186 98,8 1,7 1,7 Dólar Estadounidense (USD) 87 87 1,2 - 87 1,2 3,5 3,5 TOTAL 7.273 7.268 100,0 - 7.273 100,0 1,7 1,7 Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento del valor nominal de la deuda financiera no corriente, es el siguiente: Millones de Euros Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2020 No Genera Flujos de Efectivo Genera Flujos de Efectivo Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2021 Adiciones / (Bajas) Traspasos Pagos y Amortizaciones (Nota 48.3) Nueva Financiación (Nota 48.3) Obligaciones y otros Valores Negociables 12 - - - - 12 Deudas con Entidades de Crédito 2.127 - (211) (22) 1.417 3.311 Otras Deudas Financieras 3.757 209 (89) - 8 3.885 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 740 209 (88) - - 861 Otras 3.017 - (1) - 8 3.024 TOTAL 5.896 209 (300) (22) 1.425 7.208 Millones de Euros Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2019 No Genera Flujos de Efectivo Genera Flujos de Efectivo Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2020 Adiciones / (Bajas) Traspasos Pagos y Amortizaciones (Nota 48.3) Nueva Financiación (Nota 48.3) Obligaciones y otros Valores Negociables 12 - - - - 12 Deudas con Entidades de Crédito 1.945 - (89) (71) 342 2.127 Otras Deudas Financieras 3.669 158 (67) (504) 501 3.757 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 646 158 (64) - - 740 Otras 3.023 - (3) (504) 501 3.017 TOTAL 5.626 158 (156) (575) 843 5.896 Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento del valor nominal de la deuda financiera corriente, es el siguiente: Millones de Euros Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2020 No Genera Flujos de Efectivo Genera Flujos de Efectivo Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2021 Adiciones / (Bajas) Traspasos Pagos y Amortizaciones (Nota 48.3) Nueva Financiación (Nota 48.3) Obligaciones y otros Valores Negociables 1.162 - (2) (12.039) 13.794 2.915 Deudas con Entidades de Crédito 101 - 213 (183) 3 134 Otras Deudas Financieras 109 4 90 (120) 33 116 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 63 4 91 (76) - 82 Otras 46 - (1) (44) 33 34 TOTAL 1.372 4 301 (12.342) 13.830 3.165 154 Millones de Euros Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2019 No Genera Flujos de Efectivo Genera Flujos de Efectivo Valor Nominal a 31 de Diciembre de 2020 Adiciones / (Bajas) Traspasos Pagos y Amortizaciones (Nota 48.3) Nueva Financiación (Nota 48.3) Obligaciones y otros Valores Negociables 796 - 1 (13.548) 13.913 1.162 Deudas con Entidades de Crédito 65 - 89 (78) 25 101 Otras Deudas Financieras 93 7 66 (99) 42 109 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 64 7 65 (73) - 63 Otras 29 1 (26) 42 46 TOTAL 954 7 156 (13.725) 13.980 1.372 El tipo de interés medio de la deuda financiera bruta en el ejercicio 2021 ha sido del 1,5% (1,7% en el ejercicio 2020) (véase Nota 3.2b.1). 43.4. Otros aspectos. 43.4.1. Liquidez. A 31 de diciembre de 2021 la liquidez de ENDESA asciende a 5.520 millones de euros (4.493 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) y presenta el siguiente detalle: Millones de Euros Notas Liquidez 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 703 403 Disponible Incondicional en Líneas de Crédito (1) 44.4 4.817 4.090 TOTAL 5.520 4.493 (1) A 31 de diciembre de 2021 y 2020, 1.700 millones de euros corresponden a la línea de crédito comprometida e irrevocable disponible con ENEL Finance International N.V. (véase Nota 49.1.2). A 31 de diciembre de 2021 ENDESA mantiene un fondo de maniobra negativo por importe de 4.170 millones de euros. El importe disponible en líneas de crédito a largo plazo garantiza que ENDESA pueda obtener recursos financieros suficientes para continuar sus operaciones y liquidar sus activos y pasivos por los importes con que figuran en el Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 44.4). Las líneas de crédito no dispuestas garantizan también la refinanciación de la deuda a corto plazo que se presenta en el epígrafe “Deuda Financiera no Corriente” del Estado de Situación Financiera Consolidado, cuyo importe asciende a 33 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (33 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 3.2ñ). El importe de estas líneas, junto con el activo corriente, cubre suficientemente las obligaciones de pago de ENDESA a corto plazo (véase Nota 44.4). 43.4.2. Principales operaciones financieras. Durante el ejercicio 2021 las principales operaciones financieras realizadas han sido las siguientes: − ENDESA, S.A. ha registrado un nuevo programa de emisiones de SDG7 Euro Commercial Paper (ECP) por importe de 4.000 millones de euros, siendo el saldo vivo nominal a 31 de diciembre de 2021 igual a 2.915 millones de euros cuya renovación está respaldada por líneas de crédito irrevocables. Este Programa incorpora objetivos de Sostenibilidad, en línea con el Plan Estratégico de ENDESA. 155 − Se han formalizado las siguientes operaciones financieras, incorporando todas ellas objetivos de Sostenibilidad (véase Nota 5.2): Millones de Euros Operaciones Contraparte Fecha de Firma Fecha de Vencimiento Importe Préstamo (1) (2) Caixabank, S.A., Bankia, S.A. y Kutxabank, S.A. 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2024 300 Línea de Crédito (1) (2) Caixabank, S.A., Bankia, S.A. y Kutxabank, S.A. 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2024 250 Líneas de Crédito (1) (3) Varias Entidades 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2025 1.955 Línea de Crédito (1) BNP Paribas 25 de marzo de 2021 25 de marzo de 2025 100 Préstamo (4) Caixabank, S.A. 31 de marzo de 2021 15 de abril de 2028 150 Línea de Crédito (1) Deutsche Bank, S.A.E. 28 de abril de 2021 28 de abril de 2025 70 Línea de Crédito Intercompañía (1) (5) ENEL Finance International N.V. 25 de mayo de 2021 25 de mayo de 2025 1.700 Préstamo (4) Unicaja Banco, S.A. 28 de junio de 2021 28 de junio de 2028 75 Préstamo (4) Kutxabank, S.A. 30 de julio de 2021 30 de julio de 2028 75 Préstamo (4) Cajasur Banco S.A.U. 30 de julio de 2021 30 de julio de 2028 50 Préstamo (4) Unicaja Banco, S.A. 15 de octubre de 2021 15 de octubre de 2026 125 Préstamo (4) Kutxabank, S.A. 15 de octubre de 2021 15 de octubre de 2026 75 Préstamo (4) Banco Cooperativo Español, S.A. 27 de octubre de 2021 27 de octubre de 2028 100 Préstamo (4) Banco Europeo de Inversiones 11 de noviembre de 2021 22 de noviembre de 2036 250 Línea de Crédito (1) Bankinter, S.A. 3 de diciembre de 2021 25 de marzo de 2025 25 Préstamo (4) Caixabank, S.A. 9 de diciembre de 2021 9 de diciembre de 2024 275 Línea de Crédito (4) Caixabank, S.A. 10 de diciembre de 2021 10 de diciembre de 2024 100 Línea de Crédito (4) Intesa San Paolo, S.p.A. 13 de diciembre de 2021 13 de diciembre de 2024 200 Línea de Crédito (1) Unicaja Banco, S.A. 17 de diciembre de 2021 25 de marzo de 2025 25 Línea de Crédito (4) BBVA, S.A. 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 150 Línea de Crédito (4) BNP Paribas 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 100 Línea de Crédito (4) Deutsche Bank, S.A.E. 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 125 Préstamo (4) BBVA, S.A. 17 de diciembre de 2021 17 de diciembre de 2024 225 Préstamo (4) Instituto de Crédito Oficial 20 de diciembre de 2021 20 de diciembre de 2033 300 Préstamo (4) Banco Europeo de Inversiones 21 de diciembre de 2021 2037 250 TOTAL 7.050 (1) Operaciones calificadas como sostenibles al incorporar el indicador de desempeño (KPI) en relación con el compromiso de ENDESA de que la capacidad instalada neta peninsular con fuentes renovables de la Sociedad sea el 55% del total de la capacidad instalada neta peninsular a 31 de diciembre de 2022. (2) Corresponde a una operación financiera en formato “Club Deal” vigente que se ha renovado a la fecha de firma. (3) Corresponde a 9 líneas de crédito vigentes que se han renovado a la fecha de firma. (4) Las condiciones crediticias de esta operación están ligadas, por primera vez en ENDESA, al objetivo establecido en el Plan Estratégico de la Sociedad de reducir las emisiones específicas de Alcance 1 de dióxido de carbono (CO 2 ) equivalente hasta 150 gCO 2 eq/kWh en 2023. (5) La operación de formalización de esta línea de crédito coincide con la cancelación de las 2 líneas de crédito que ENDESA tenía con ENEL Finance International, N.V. hasta dicha fecha, por importe de 1.000 millones de euros y 700 millones de euros, respectivamente. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, ENDESA no ha tenido que acudir a procesos de refinanciación de su deuda financiera como consecuencia de la crisis sanitaria provocada por el COVID-19 (véase Nota 5.1). 43.4.3. Estipulaciones financieras. Determinadas sociedades filiales de ENDESA, están sujetas al cumplimiento de ciertas obligaciones estipuladas en sus contratos de financiación (“covenants”), habituales en contratos de esta naturaleza. A 31 de diciembre de 2021 ni ENDESA, S.A. ni ninguna de sus filiales se encuentra en situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros. Los Administradores de ENDESA consideran que la existencia de estas cláusulas no modifica la clasificación de la deuda entre corriente y no corriente que recoge el Estado de Situación Financiera Consolidado a 31 de diciembre de 2021. Estipulaciones financieras. ENDESA, S.A., que centraliza la práctica totalidad de la financiación de la actividad de ENDESA, no tiene en sus contratos de financiación estipulaciones con ratios financieros que pudieran dar lugar a un incumplimiento que provocase un vencimiento anticipado de éstos. En el caso de las emisiones de bonos vivas de ENDESA, S.A. (12 millones de euros a 31 de diciembre de 2021), éstas contienen: 156 − Cláusulas de incumplimiento cruzado (“cross-default”) bajo las que dicha deuda deberá ser prepagada en el caso de incumplimiento en los pagos (por encima de cierto importe) sobre ciertas obligaciones de ENDESA, S.A. Por otra parte, los compromisos de las emisiones de bonos vivas de ENDESA, S.A. y la financiación bancaria formalizada por ENDESA, S.A. presentan las siguientes cláusulas: − Cláusulas de limitación al otorgamiento de garantías (“negative pledge”) donde ENDESA, S.A. no puede emitir hipotecas, gravámenes u otras cargas sobre sus activos (por encima de cierto importe) para asegurar cierto tipo de obligaciones, a menos que garantías equivalentes sean emitidas en favor del resto de deudores. − Cláusulas de “pari passu”, bajo las que los bonos y la financiación bancaria quedan al mismo nivel de prelación que otras deudas no garantizadas ni subordinadas presentes y futuras emitidas por ENDESA, S.A. Cláusulas relacionadas con la calificación crediticia. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, ENDESA, S.A. tiene contratadas operaciones financieras con el Banco Europeo de Inversiones (BEI) y con el Instituto de Crédito Oficial (ICO) por un importe total de 2.437 millones de euros y 1.703 millones de euros, respectivamente, que podrían requerir de garantías adicionales o de su renegociación en supuestos de reducción de la calificación crediticia por debajo de determinados niveles. Cláusulas relacionadas con el cambio de control. A 31 de diciembre de 2021 ENDESA, S.A. tiene préstamos u otros acuerdos financieros con entidades financieras y con ENEL Finance International N.V. por un importe equivalente a 7.137 millones de euros, con una deuda viva nominal de 4.887 millones de euros, que podrían ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un cambio de control en ENDESA, S.A. (7.053 millones de euros a 31 de diciembre de 2020, con una deuda viva nominal de 5.103 millones de euros). Cláusulas relativas a la cesión de activos. Parte de la deuda de ENDESA S.A. incluye restricciones a la cesión de activos a terceros si se supera un porcentaje determinado sobre los activos consolidados de ENDESA, porcentaje que varía para las operaciones afectadas entre el 7% y el 10%. Por encima de dichos porcentajes las restricciones sólo aplicarían, con carácter general, si no se recibe contraprestación equivalente o si la solvencia de ENDESA, S.A. se ve afectada negativa y significativamente. A 31 de diciembre de 2021 el importe de deuda afectado por estas cláusulas es de 3.336 millones de euros (1.803 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Financiación de proyectos. A 31 de diciembre de 2021 determinadas filiales de renovables de ENDESA financiadas a través de “project finance” mantienen deuda financiera por importe de 84 millones de euros que incluye las siguientes cláusulas (79 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véanse Notas 20.3, 35.1.13 y 50): − Estas deudas, así como los derivados asociados a las mismas con valor de mercado neto negativo de 1 millón de euros (2 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), podrían ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un cambio de control accionarial. − Prendas de acciones dadas en garantía del cumplimiento de las obligaciones marcadas por contrato a favor de las entidades financieras acreedoras por el importe de la deuda financiera viva (véanse Notas 20.3 y 50). − Restricciones de ventas de activos consistentes en la obtención de autorización de la mayoría de los prestamistas, y en algunos casos, destinar el importe de la venta a la amortización de su deuda. 157 − Restricciones en las distribuciones de resultados a los accionistas, sujetas al cumplimiento de determinadas condiciones. − La obligación de dotar una cuenta de reserva del servicio de la deuda (véase Nota 34). Cláusulas relativas a cumplimiento de ratios. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 determinadas filiales de ENDESA, cuya actividad consiste en la generación renovable y están financiadas a través de “project finance”, mantienen una deuda financiera por importe de 84 millones de euros y están obligadas al cumplimiento de determinados Ratios de Cobertura Anual del Servicio de la Deuda (RCASD). En lo referente a los mismos, la totalidad de la deuda pendiente de pago a 31 de diciembre de 2021 cumple con dichos ratios. 43.4.4. Otras consideraciones. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el importe estimado de los intereses de la deuda financiera bruta, considerando los tipos de interés vigentes en esas fechas hasta el vencimiento, es el siguiente: Millones de Euros Instrumento Total Intereses de Deuda Financiera Bruta a 31 de Diciembre de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Obligaciones y otros Valores Negociables 3 (4) 1 1 1 1 3 Deudas con Entidades de Crédito 17 4 3 2 2 2 4 Otras Deudas Financieras 498 122 119 117 23 21 96 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 227 32 29 27 23 21 95 Otras 271 90 90 90 - - 1 TOTAL 518 122 123 120 26 24 103 Millones de Euros Instrumento Total Intereses de Deuda Financiera Bruta a 31 de Diciembre de 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Obligaciones y otros Valores Negociables 5 (2) 1 1 1 1 3 Deudas con Entidades de Crédito 20 5 3 2 2 2 6 Otras Deudas Financieras 610 121 119 117 114 22 117 Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 250 31 29 27 24 22 117 Otras 360 90 90 90 90 - - TOTAL 635 124 123 120 117 25 126 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existen emisiones convertibles en acciones de la Sociedad, ni que otorguen privilegios o derechos que puedan, ante alguna contingencia, hacerlas convertibles en acciones. 43.5. Pérdidas y ganancias por categorías de activos y pasivos financieros. 43.5.1. Pérdidas y ganancias netas por categorías de activos financieros. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el importe de los beneficios y pérdidas netas por categorías de activos y pasivos financieros es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 (Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado Consolidado (Pérdidas) / Ganancias en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado (Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado Consolidado (Pérdidas) / Ganancias en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado Activos Financieros a Coste Amortizado (1) (122) - (102) - Activos Financieros a Valor Razonable con Cambios en el Estado del Resultado (2) 6.231 - 542 - Activos Financieros a Valor Razonable con Cambios en el Estado de Otro Resultado Global - - - - Derivados de Cobertura (3) 1.464 (1.983) (237) (193) TOTAL 7.573 (1.983) 203 (193) (1) Corresponde a pérdidas netas de deterioro pendientes de cobrar (véanse Notas 15.2 y 16.1). (2) Corresponde a ingresos por variación de derivados de materias energéticas y derivados financieros (véanse Notas 11 y 16.2). (3) Corresponde a ingresos por cobertura de flujos de efectivo (véanse Notas 11 y 16.2). 158 43.5.2. Pérdidas y ganancias netas por categorías de pasivos financieros. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el importe de las pérdidas y ganancias netas por categorías de pasivos financieros es el siguiente: 44. Política general de control y gestión de riesgos. La actividad de ENDESA, S.A. y sus Sociedades Dependientes (ENDESA) se lleva a cabo en un entorno en el que existen factores exógenos que pueden influir en la evolución de sus operaciones y de sus resultados económicos, siendo por tanto necesario gestionar y controlar la exposición a los mismos. La Política General de Control y Gestión de Riesgos establece los principios básicos y el marco general de control y gestión de los riesgos de toda naturaleza que pudieran afectar a la consecución de los objetivos, asegurando que son identificados, analizados, evaluados, gestionados y controlados de forma sistemática y dentro de los niveles de riesgo fijados. La Política General de Control y Gestión de Riesgos identifica los distintos tipos de riesgo, financieros y no financieros (entre otros, los operativos, tecnológicos, legales, sociales, medioambientales, políticos y reputacionales, incluidos los relacionados con la corrupción) a los que se enfrenta la Sociedad, incluyendo entre los financieros o económicos, los pasivos contingentes y otros riesgos fuera del Estado de Situación Financiera Consolidado. La Política General de Control y Gestión de Riesgos busca guiar y dirigir el conjunto de acciones estratégicas, organizativas y operativas que permitan al Consejo de Administración de ENDESA, S.A. delimitar con precisión el nivel de riesgo aceptable, con el objeto de que los gestores de las distintas Líneas de Negocio, funciones “staff” y de servicio puedan maximizar la rentabilidad de la Sociedad, la preservación o incremento de su Patrimonio Neto y la certidumbre en su consecución por encima de determinados niveles, evitando que eventos inciertos y futuros puedan influir negativamente en la consecución de los objetivos de rentabilidad fijados, sus operaciones, Sostenibilidad, resiliencia o a su reputación de forma sostenida en el tiempo, aportando un nivel adecuado de garantías a los accionistas y salvaguardando sus intereses, los de los clientes y otros grupos de interés. Los principios en la Política General de Control y Gestión de Riesgos de ENDESA, encaminados a controlar y mitigar los posibles riesgos identificados, son los siguientes: − Existencia de un sistema normativo, personas, medios y sistemas para poder desarrollar un proceso continuo de identificación, cuantificación, mitigación e información de todos los riesgos relevantes que afecten a la Sociedad. − Asegurar la adecuada segregación de funciones, así como los mecanismos de coordinación entre las distintas áreas y sistemas de control de riesgos. − Los riesgos deben ser coherentes con la estrategia, los objetivos y los valores fundamentales de ENDESA, asegurando la adecuación de los niveles de riesgos a los objetivos y límites fijados por el Consejo de Administración. − Optimización de la gestión y control de riesgos desde la visión consolidada, dando prioridad a esta frente a la gestión individual de cada uno de los riesgos. − Evaluación continua de los mecanismos de cobertura, transferencia y mitigación para garantizar su idoneidad y la adopción de las mejores prácticas de mercado. Millones de Euros 2021 2020 (Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado Consolidado (Pérdidas) / Ganancias en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado (Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado Consolidado (Pérdidas) / Ganancias en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado Pasivos Financieros a Coste Amortizado (1) (142) - (137) - Pasivos Financieros a Valor Razonable con Cambios en el Estado del Resultado (2) (6.244) - (296) - Derivados de Cobertura (3) (919) - (7) - TOTAL (7.305) - (440) - (1) Corresponde a gastos financieros por deuda (véase Nota 16.1). (2) Corresponde a gastos por variación de derivados de materias energéticas y derivados financieros (véanse Notas 11 y 16.2). (3) Corresponde a gastos por cobertura de flujos de efectivo (véanse Notas 11 y 16.2). 159 − Estudio continuo de la normativa vigente, incluyendo las disposiciones fiscales, para garantizar que las operaciones se realizan de acuerdo con las normas que regulan la actividad. − Respeto y cumplimiento de la normativa interna, con especial enfoque al Cumplimiento Normativo, Gobierno Corporativo y las disposiciones para la Prevención de Riesgos Penales y Antisoborno, particularmente, el Código Ético y el Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción. − La seguridad es el valor número uno de ENDESA y en todas las acciones se debe preservar la salud y la seguridad de las personas que trabajan en y para ENDESA. − Compromiso con el desarrollo sostenible, la eficiencia y el respeto por el medio ambiente y los Derechos Humanos. − Optimización de forma responsable en el uso de los recursos disponibles, a fin de proporcionar rentabilidad a los accionistas en el marco de relaciones basadas en principios de lealtad y transparencia. La Política General de Control y Gestión de Riesgos se desarrolla y completa con otras políticas de riesgos específicas de las Líneas de Negocio, funciones “staff” y de servicio, así como con los límites que se establecen para una óptima gestión de riesgos en cada una de ellas. El Sistema de Control Interno y de Gestión de Riesgos (SCIGR) obedece a un modelo basado, por una parte, en el estudio permanente del perfil de riesgo, aplicando las mejores prácticas actuales en el sector energético o de referencia en la gestión de riesgos, en criterios de homogeneidad de las mediciones dentro de la misma tipología de riesgo, en la separación entre gestores y controllers de riesgo, y, por otra parte, en asegurar la conexión entre el riesgo asumido y los recursos necesarios para operar los negocios respetando siempre un adecuado equilibrio entre el riesgo asumido y los objetivos fijados por el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. El proceso de control y gestión de riesgos consiste en la identificación, evaluación, seguimiento y gestión en el tiempo de los distintos riesgos, y contempla los principales riesgos a los que la Sociedad está expuesta, tanto endógenos (por factores internos) como exógenos (por factores externos). El objetivo de la gestión de riesgos es la ejecución de las acciones encaminadas a la adecuación de los niveles de riesgo a los niveles óptimos y respetando, en todo caso, los límites fijados. Los mecanismos para el control y gestión de riesgos son los expuestos en las Notas siguientes. 44.1. Riesgo de tipo de interés. Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos 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 tipo 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 el Estado del Resultado Consolidado, mediante la diversificación de la naturaleza de los activos y pasivos financieros y la modificación del perfil de exposición al riesgo de los mismos a través de la contratación de derivados. El objetivo de reducir el importe de la deuda sujeta a variaciones en los tipos de interés se consigue mediante la contratación de operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados de tipo de interés. En todo caso, la estructura de dichos contratos de protección se adaptará a aquella del instrumento financiero subyacente y, en particular, la duración de estos contratos nunca excederá a la del vencimiento del instrumento financiero subyacente de forma que cualquier cambio en el valor razonable o flujos de caja de estos contratos se compense con las variaciones en el valor razonable o flujos de caja de la posición subyacente. 160 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la estructura de riesgo financiero, una vez considerados los derivados contratados, es la siguiente: Millones de Euros Posición Neta 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Antes de Derivados Después de Derivados Antes de Derivados Después de Derivados Tipo de Interés Fijo 5.476 5.490 4.680 4.716 Tipo de Interés Variable 3.323 3.316 2.144 2.137 TOTAL 8.799 8.806 6.824 6.853 A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el tipo de interés de referencia de la deuda contratada por las sociedades de ENDESA es, fundamentalmente, Euribor. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle del valor nocional de los derivados por tipo de interés es el siguiente: Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS Nocional Neto 2021 2020 Permutas de Tipo Interés Permutas de Tipo Interés Fijo a Variable 1.022 863 Permutas de Tipo Interés Variable a Fijo 512 12 TOTAL DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS 1.534 875 Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el impacto antes de impuestos en el Estado del Resultado Consolidado y el Estado de Otro Resultado Global Consolidado de la variación en el tipo de interés, manteniendo constantes el resto de variables, es el siguiente: Millones de Euros Variación de Puntos Básicos 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Consolidado Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Consolidado Gastos Financieros de la Deuda Bruta Variable Después de Derivados Aumento del Tipo de Interés +25 11 - 9 - Reducción del Tipo de Interés -25 (11) - (9) - Valor Razonable de Instrumentos Financieros Derivados de Cobertura De Valor Razonable Aumento del Tipo de Interés +25 (5) - - - Reducción del Tipo de Interés -25 4 - - - De Flujos de Efectivo Aumento del Tipo de Interés +25 - 11 - 8 Reducción del Tipo de Interés -25 - (9) - (5) Valor Razonable de Instrumentos Financieros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Aumento del Tipo de Interés +25 - - - - Reducción del Tipo de Interés -25 - - - - 44.2. Riesgo de tipo de cambio. Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las transacciones para la adquisición de materias primas energéticas (especialmente gas natural y carbón) en los mercados internacionales donde los precios de estas materias primas suelen estar denominados en dólares estadounidenses (USD). De igual forma ENDESA incurre en este riesgo en la gestión de deuda denominada en moneda extranjera, aprovisionamientos, pagos de primas de seguros, contratos de mantenimiento de centrales y dividendos. Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, ENDESA ha contratado permutas financieras de divisa y seguros de cambio, entre otros. Adicionalmente, ENDESA también trata de que se produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera. En todo caso, la estructura de dichos contratos de protección se adaptará a aquella del instrumento financiero subyacente y, en particular, la duración de estos contratos nunca excede del vencimiento del instrumento 161 financiero subyacente de forma que cualquier cambio en el valor razonable o flujos de caja de estos contratos se compensa con las variaciones en el valor razonable o flujos de caja de la posición subyacente. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle del valor nocional de los derivados por tipo de cambio es el siguiente: Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE CAMBIO Nocional Neto 2021 2020 Contratos de Divisa de Materias Energéticas Contratos a Plazo/ Futuros 3.298 2.788 Otros Contratos Contratos a Plazo / Futuros 62 157 Total Contratos a Plazo / Futuros 3.360 2.945 TOTAL DERIVADOS DE TIPO DE CAMBIO 3.360 2.945 Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el impacto antes de impuestos en el Estado del Resultado Consolidado y el Estado de Otro Resultado Global Consolidado de la evolución del tipo de cambio del euro con el dólar estadounidense (USD), manteniendo constantes el resto de variables, es el siguiente: Millones de Euros Variación Porcentual 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Consolidado Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Consolidado Valor Razonable de Instrumentos Financieros Derivados de Cobertura De Flujos de Caja Depreciación del Euro 10% - 261 - 219 Apreciación del Euro 10% - (214) - (180) De Valor Razonable Depreciación del Euro 10% - - - - Apreciación del Euro 10% - - - - Valor Razonable de Instrumentos Financieros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Depreciación del Euro 10% (56) - (2) - Apreciación del Euro 10% 46 - 2 - 44.3. Riesgo de precio de materias energéticas. La Sociedad se encuentra expuesta al riesgo de la variación del precio de las materias energéticas, incluidos los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ), fundamentalmente a través de: − Compras de materias energéticas en el proceso de generación de energía eléctrica. − Operaciones de compra-venta de energía que se realizan en mercados nacionales e internacionales. La exposición a las fluctuaciones de los precios de materias energéticas se controla mediante el seguimiento de límites de riesgo como medida del equilibrio entre retorno esperado y riesgo asumido. Estos límites están basados en los resultados esperados en base a un intervalo de confianza del 95%. Las posiciones de cartera industrial se revisan mensualmente en base al Beneficio en Riesgo, y la cartera de negociación se revisa diariamente en base al Valor en Riesgo. Adicionalmente, se realizan análisis particulares, desde la perspectiva de riesgos, del impacto de determinadas operaciones consideradas como relevantes en el perfil de riesgos de ENDESA y en el cumplimiento de los límites fijados. Este riesgo se gestiona en el largo plazo mediante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que representan una evolución similar o comparable a la de los precios finales de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a través de cláusulas contractuales de renegociación periódica que tienen como objetivo mantener el equilibrio económico de los aprovisionamientos. 162 En el corto y medio plazo las fluctuaciones de los precios de las diferentes materias energéticas se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas, generalmente por medio de derivados. En la siguiente tabla se expone el valor nocional de las operaciones vivas a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020, clasificadas por tipología de instrumento: Millones de Euros DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS Nocional 2021 2020 Permutas Financieras 6.929 3.437 Contratos a Plazo/ Futuros 122 396 Opciones 543 2.627 TOTAL DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS 7.594 6.460 Análisis de sensibilidad. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del impacto antes de impuestos en el Estado del Resultado Consolidado y el Estado de Otro Resultado Global Consolidado sobre el valor de los derivados de materias energéticas existentes que produciría una variación en los precios de las materias primas, manteniendo constantes el resto de variables, es el siguiente: Millones de Euros Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Variación de Precio de Materias Energéticas Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Variación de Precio de Materias Energéticas Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Derivados de Electricidad 15% - 248 15% - 132 -15% - (248) -15% - (131) Derivados de Carbón y Fletes 15% - - 15% - - -15% - - -15% - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 15% - (408) 15% - 74 -15% - 408 -15% - (73) Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 15% - (4) 15% - - -15% - 4 -15% - - Millones de Euros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Variación de Precio de Materias Energéticas Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Variación de Precio de Materias Energéticas Estado del Resultado Consolidado Estado de Otro Resultado Global Derivados de Electricidad 15% 70 - 15% (5) - -15% (69) - -15% 4 - Derivados de Carbón y Fletes 15% - - 15% (1) - -15% - - -15% 1 - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 15% 68 - 15% (1) - -15% (68) - -15% - - Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 15% 3 - 15% (8) - -15% (3) - -15% 3 - 44.4. Riesgo de liquidez. El riesgo de liquidez es el que puede generar dificultades para cumplir con las obligaciones asociadas a pasivos financieros que son liquidadas mediante la entrega de efectivo u otro activo financiero. Los objetivos de la gestión del riesgo de liquidez son garantizar un nivel de liquidez minimizando el coste de oportunidad, y mantener una estructura de deuda financiera en base a los vencimientos y fuentes de financiación. En el corto plazo, el riesgo de liquidez es mitigado mediante el mantenimiento de un nivel adecuado de recursos incondicionalmente disponibles, incluyendo efectivo y depósitos a corto plazo, líneas de crédito disponibles y una cartera de activos muy líquidos. ENDESA mantiene una política de liquidez consistente en la contratación de facilidades crediticias a largo plazo comprometidas, tanto con entidades bancarias como con sociedades del Grupo ENEL, e inversiones financieras temporales por importe suficiente para soportar las necesidades previstas por un periodo que está en función de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de capitales. 163 Las necesidades previstas antes mencionadas incluyen vencimientos de deuda financiera neta. Para mayor detalle respecto a las características y condiciones de la deuda financiera e instrumentos financieros derivados, véanse las Notas 37, 43.3 y 46, respectivamente. La función de tesorería está centralizada en ENDESA Financiación Filiales, S.A.U., que realiza previsiones de tesorería al objeto de asegurar que se dispone del efectivo suficiente para satisfacer las necesidades operativas, manteniendo niveles suficientes de disponibilidad en sus préstamos no dispuestos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la posición de liquidez de ENDESA presenta el siguiente detalle: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Efectivo en Caja y Bancos 34 703 403 Disponible Incondicional en Líneas de Crédito (1) 43.4.1 4.817 4.090 Total 5.520 4.493 (1) A 31 de diciembre de 2021 y 2020, 1.700 millones de euros corresponden a la línea de crédito comprometida e irrevocable disponible con ENEL Finance International N.V. A 31 de diciembre de 2021 ENDESA mantiene un fondo de maniobra negativo por importe de 4.170 millones de euros. El importe disponible en líneas de crédito a largo plazo garantiza que ENDESA pueda obtener recursos financieros suficientes para continuar sus operaciones y liquidar sus activos y pasivos por los importes con que figuran en el Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 43.4.1). ENDESA cuenta con una situación financiera sólida y líneas de crédito incondicionales contratadas con entidades de primer nivel disponibles por importes significativos. No obstante, con el objetivo de reforzar su posición de liquidez y asegurar la continuidad de la actividad empresarial, ENDESA ha formalizado una serie de operaciones financieras (véase Nota 43.4.2). Análisis de vencimientos. La información relativa al desglose del valor nominal de la deuda financiera de ENDESA por vencimientos detalla en la Nota 43.3. 44.5. Riesgo de crédito. El riesgo de crédito se genera cuando una contraparte no cumple sus obligaciones establecidas en un contrato financiero o comercial dando lugar a una pérdida financiera. ENDESA está expuesta al riesgo de crédito derivado de sus actividades operativas y financieras, incluyendo derivados, depósitos en entidades financieras, transacciones en moneda extranjera y otros instrumentos financieros. Las variaciones no esperadas en la calidad crediticia de una contraparte tienen un impacto en la posición del acreedor en términos de solvencia (riesgo de incumplimiento) o por cambios en su valor de mercado (riesgo de diferencial). ENDESA realiza un seguimiento pormenorizado del riesgo de crédito y toma una serie de precauciones adicionales que incluyen, entre otras: − Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la calidad crediticia de las contrapartes. − Establecimiento de cláusulas contractuales y solicitud de garantías, petición de avales o contratación de seguros en los casos que así lo requieran. − Seguimiento exhaustivo de niveles de exposición a las contrapartes. − Diversificación de contrapartes. En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial, éste es históricamente limitado dado el corto plazo de cobro a los clientes que no acumulan individualmente importes muy significativos antes de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago, de acuerdo con la regulación correspondiente (véase Nota 33). 164 A 31 de diciembre de 2021, la deuda vencida de clientes por ventas y prestación de servicios y otros deudores asciende a 907 millones de euros, lo que representa 18,7 días de facturación equivalente (815 millones de euros y 22,4 días de facturación equivalente, respectivamente, a 31 de diciembre de 2020). Respecto del riesgo de crédito de los activos de carácter financiero, las políticas de riesgo que sigue ENDESA son las siguientes: − ENDESA y sus filiales colocan sus excedentes de tesorería en contrapartidas de primer nivel en los mercados en los que operan. A 31 de diciembre de 2021, la mayor exposición por posiciones de tesorería con una contraparte no perteneciente al Grupo ENEL asciende a 272 millones de euros (121 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). − La contratación de derivados de riesgo de tipo de interés y de tipo de cambio se realiza con entidades de elevada solvencia de manera que, a 31 de diciembre de 2021, el 74% de la exposición total de las operaciones contratadas corresponde a operaciones con entidades cuyo rating es igual o superior a “A-” (94% a 31 de diciembre de 2020). − El riesgo de crédito asociado a los instrumentos financieros contratados sobre materias energéticas es limitado. A 31 de diciembre de 2021, y tomando como base los valores de mercado, la exposición en derivados de materias energéticas resulta inferior a 1.261 millones de euros (inferior a 213 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). − A 31 de diciembre de 2021 el riesgo máximo acumulado por contraparte de los derivados de tipo de interés y de tipo de cambio y los derivados sobre materias energéticas asciende a 477 millones de euros, por lo que ninguna contraparte acumula más del 37% del riesgo total de crédito de los instrumentos financieros (130 millones de euros y 59% del total, respectivamente, a 31 de diciembre de 2020). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 existen avales, cartas de garantía y prendas recibidos en garantía de operaciones de naturaleza comercial, conforme al siguiente detalle: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Business to Business (B2B) 187 222 Contrapartes en los Mercados de Materias Energéticas 293 81 TOTAL 480 303 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no se han ejecutado avales, cartas de garantía o prendas por importe significativo. 165 Análisis del riesgo por contraparte. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle de la calificación crediticia de los instrumentos financieros de activo corrientes y no corrientes no vencidos, que no pertenecen a la categoría de clientes por ventas y prestación de servicios y otros deudores, es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 703 403 A+ 38 10 A 226 1 A- 2 121 BBB+ 349 169 BBB 50 63 BBB- 34 34 BB+ 1 4 BB - - B+ - - Contraparte Sin Calificación Crediticia 3 1 Instrumentos de Patrimonio 43.1.2 6 6 A+ - - A - - A- 3 3 BBB+ - - Contraparte Sin Calificación Crediticia 3 3 Instrumentos Financieros Derivados 46 3.175 636 AAA 93 62 AA- 3 - A+ 26 10 A 111 19 A- 102 464 BBB+ 2.278 11 BBB 4 3 BBB- 343 46 BB+ 10 1 BB 2 15 BB- 125 5 B+ - - B 78 - Contraparte Sin Calificación Crediticia - - Activos Financieros (1) 2.391 1.459 Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España 6 y 43.1.1 168 277 Compensaciones por Sobrecostes de la Generación en los Territorios No Peninsulares (TNP) 6 y 43.1.1 749 602 Fianzas y Depósitos 43.1.1 441 443 Créditos al Personal 43.1.1 46 36 Créditos a Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y Sociedades de Operación Conjunta 43.1.1 y 49.2 63 64 Retribución a la Inversión en Energías Renovables 6 y 43.1.1 - 1 Otros Activos Financieros 43.1.1 947 62 Corrección por Deterioro (23) (26) TOTAL 6.275 2.504 (1) Incluye, fundamentalmente, cuentas a cobrar con Administraciones Públicas, así como cuentas a cobrar con contrapartes que no disponen de calificación crediticia. 44.6. Riesgo de concentración. ENDESA está expuesta al riesgo de concentración de clientes y proveedores en el desarrollo de su actividad. El riesgo de concentración de clientes se gestiona y minimiza mediante una estrategia de negocio que cuenta con varios criterios de diversificación: − Tipología de clientes: Grandes clientes industriales, empresas de tamaño medio y clientes de tipo residencial, tanto clientes privados como Administraciones Públicas; − Actividad económica de los clientes: Actividad comercial con clientes que actúan en diferentes sectores; y − Tipología de productos comercializados: Electricidad, gas natural y otros productos y servicios. Esta estrategia permite asegurar que las ventas a un cliente específico no representen un porcentaje significativo de los resultados económicos de ENDESA. Este riesgo se controla mediante la monitorización periódica de las cuentas por cobrar de los clientes (deuda vencida y no vencida), tanto a nivel de cliente individual como por Grupo de entidades bajo un control común. 166 En las relaciones con su accionista principal, ENDESA está expuesta al riesgo de crédito. Durante 2021 este riesgo no ha sido significativo y se origina fundamentalmente por la potencial variación de los contratos de cobertura de materias energéticas que ENDESA ha contratado a través de empresas del Grupo ENEL. A 31 de diciembre de 2021, las cuentas por cobrar de los diez mayores clientes (Grupo Empresarial) representan menos del 37,9% del total, sin que ninguno de ellos represente de forma individual más del 14,7% del total a dicha fecha (20,0% y 5,7%, respectivamente, a 31 de diciembre de 2020). Debido al fuerte incremento de precios de las materias energéticas en el último semestre, la exposición de los clientes industriales se ha incrementado considerablemente en los últimos meses de año, de tal manera que los porcentajes de concentración se han elevado, de manera puntual, respecto a años anteriores. Las relaciones que mantiene actualmente ENDESA con los principales suministradores y proveedores de servicios en el sector son esenciales para el desarrollo y crecimiento de su negocio y la dependencia de ENDESA de estas relaciones puede afectar a su capacidad para negociar contratos con dichas partes en condiciones favorables. No obstante, ENDESA cuenta con procesos de calificación técnica y económica con el objetivo de garantizar la calidad del bien o servicio adquirido y la calidad financiera del proveedor, así como con una cartera de proveedores diversificada en todas sus categorías de compra, facilitando la sustitución de uno de ellos en caso de interrupción y mitigando así el riesgo de concentración de proveedores. A 31 de diciembre de 2021 los diez mayores proveedores no representan más del 28,7% del total (33,1% del total a 31 de diciembre de 2020). La posible caída de un cliente o proveedor puntual no debería tener efecto significativo en el riesgo de concentración, dado que la concentración de clientes y proveedores es baja y la capacidad de sustitución de proveedores es alta en término, sin perjuicio del seguimiento que está realizando ENDESA respecto de la evolución de dicho riesgo de concentración (véase Nota 5.1). 44.7. Riesgo de compromisos de compra de materias energéticas. A 31 de diciembre de 2021 el importe de los compromisos de compras de existencias asciende a 19.766 millones de euros (14.722 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), de los que una parte de los mismos corresponden a acuerdos que contienen cláusulas “take or pay” (véase Nota 32): Los Administradores de la Sociedad consideran que ENDESA podrá atender dichos compromisos por lo que estiman que no se derivarán contingencias significativas por este motivo. 45. Compensación de activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes compensados y no compensados objeto de compensación es el siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 Importe Bruto de Activos Financieros Importe Objeto de Compensación Importes Netos de Activos Financieros Presentados en los Estados Financieros Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados Importe Neto Garantías Financieras Instrumento Financiero Garantías Financieras Activos no Corrientes de Contratos con Clientes 27.1 - - - - - - Otros Activos Financieros no Corrientes 28 580 - 580 - - 580 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 774 - 774 (509) - 265 Otros Activos no Corrientes 30 264 - 264 - - 264 Total Instrumentos Financieros de Activo no Corriente 1.618 - 1.618 (509) - 1.109 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores (1) 33 5.037 - 5.037 (403) - 4.634 Activos Corrientes de Contratos con Clientes 27.1 6 - 6 - - 6 Otros Activos Financieros Corrientes 31 1.817 - 1.817 - - 1.817 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 2.401 - 2.401 (2.073) - 328 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 703 - 703 - - 703 Total Instrumentos Financieros de Activo Corriente 9.964 - 9.964 (2.476) - 7.488 (1) No incluye los Saldos con las Administraciones Públicas. 167 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2020 Importe Bruto de Activos Financieros Importe Objeto de Compensación Importes Netos de Activos Financieros Presentados en los Estados Financieros Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados Importe Neto Garantías Financieras Instrumento Financiero Garantías Financieras Activos no Corrientes de Contratos con Clientes 27.1 - - - - - - Otros Activos Financieros no Corrientes 28 534 - 534 - - 534 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 169 169 (127) - 42 Otros Activos no Corrientes 30 244 244 - - 244 Total Instrumentos Financieros de Activo no Corriente 947 - 947 (127) - 820 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores (1) 33 2.808 - 2.808 (165) - 2.643 Activos Corrientes de Contratos con Clientes 27.1 10 - 10 - - 10 Otros Activos Financieros Corrientes 31 931 - 931 - - 931 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 467 - 467 (293) - 174 Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes 34 403 - 403 - - 403 Total Instrumentos Financieros de Activo Corriente 4.619 - 4.619 (458) - 4.161 (1) No incluye los Saldos con las Administraciones Públicas. Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 Importe Bruto de Pasivos Financieros Importe Objeto de Compensación Importes Netos de Pasivos Financieros Presentados en los Estados Financieros Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados Importe Neto Instrumento Financiero Garantías Financieras Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes 27.2 4.284 - 4.284 - - 4.284 Deuda Financiera no Corriente 37 7.211 - 7.211 - - 7.211 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 573 - 573 (509) - 64 Otros Pasivos Financieros no Corrientes 40 120 - 120 - - 120 Otros Pasivos no Corrientes 39 690 - 690 - - 690 Total Instrumentos Financieros de Pasivo no Corriente 12.878 - 12.878 (509) - 12.369 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes 27.2 270 - 270 - - 270 Deuda Financiera Corriente 37 3.167 - 3.167 - - 3.167 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 4.884 - 4.884 (2.073) - 2.811 Otros Pasivos Financieros Corrientes 40 34 - 34 - - 34 Proveedores y Otros Acreedores (1) 41 6.084 - 6.084 (403) - 5.681 Total Instrumentos Financieros de Pasivo Corriente 14.439 - 14.439 (2.476) - 11.963 (1) No incluye los Saldos con las Administraciones Públicas. Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2020 Importe Bruto de Pasivos Financieros Importe Objeto de Compensación Importes Netos de Pasivos Financieros Presentados en los Estados Financieros Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados Importe Neto Instrumento Financiero Garantías Financieras Pasivos no Corrientes de Contratos con Clientes 27.2 4.256 - 4.256 - - 4.256 Deuda Financiera no Corriente 37 5.901 - 5.901 - - 5.901 Instrumentos Financieros Derivados no Corrientes 29 236 - 236 (123) - 113 Otros Pasivos Financieros no Corrientes 40 1 - 1 - - 1 Otros Pasivos no Corrientes 39 630 - 630 - - 630 Total Instrumentos Financieros de Pasivo no Corriente 11.024 - 11.024 (123) - 10.901 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes 27.2 274 - 274 - - 274 Deuda Financiera Corriente 37 1.372 - 1.372 - (10) 1.362 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 404 - 404 (287) - 117 Otros Pasivos Financieros Corrientes 40 25 - 25 - - 25 Proveedores y Otros Acreedores (1) 41 5.024 - 5.024 (165) - 4.859 Total Instrumentos Financieros de Pasivo Corriente 7.099 - 7.099 (452) (10) 6.637 (1) No incluye los Saldos con las Administraciones Públicas. 168 46. Instrumentos financieros derivados. ENDESA, siguiendo la política de gestión de riesgos descrita en la Nota 44, realiza contrataciones de derivados principalmente de tipo de interés, de tipo de cambio y de cobertura de operaciones físicas. ENDESA no presenta de forma separada información sobre derivados implícitos, ya que las características y riesgos económicos inherentes a estos derivados están relacionados estrechamente con los contratos principales. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de la composición de los saldos que recogen el nocional y la variación de los instrumentos financieros derivados a dichas fechas es el siguiente: Millones de Euros Activo no Corriente Activo Corriente Nocional Valor razonable Nocional Valor razonable 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Derivados de Cobertura de Valor Razonable 12 12 6 7 - - - - Tipo de Interés 12 12 6 7 - - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo 2.914 1.348 603 141 1.980 1.136 981 167 Tipo de Interés 150 - 1 - - - - - Tipo de Cambio 1.004 18 30 - 845 141 44 5 Materias Energéticas 1.760 1.330 572 141 1.135 995 937 162 Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 271 158 165 21 1.068 1.672 1.420 300 Tipo de Interés - - - - - - - - Tipo de Cambio 51 38 - 2 174 332 6 14 Materias Energéticas 220 120 165 19 894 1.340 1.414 286 TOTAL 3.197 1.518 774 169 3.048 2.808 2.401 467 Millones de Euros Pasivo no Corriente Pasivo Corriente Nocional Valor razonable Nocional Valor razonable 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Derivados de Cobertura de Valor Razonable 500 - 1 - - - - - Tipo de Interés 500 - 1 - - - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo 1.484 2.716 361 220 2.444 1.775 2.783 195 Tipo de Interés 846 835 12 34 - - - - Tipo de Cambio 134 1.018 1 72 939 1.060 27 74 Materias Energéticas 504 863 348 114 1.505 715 2.756 121 Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 262 157 211 16 1.553 1.306 2.101 209 Tipo de Interés - 28 - 2 26 - 1 - Tipo de Cambio 76 31 1 3 137 307 12 30 Materias Energéticas 186 98 210 11 1.390 999 2.088 179 TOTAL 2.246 2.873 573 236 3.997 3.081 4.884 404 El importe nocional contractual de los contratos formalizados no supone el riesgo asumido por ENDESA ya que este importe únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del derivado. 46.1. Instrumentos financieros derivados designados como instrumentos de cobertura. A 31 de diciembre de 2021, ENDESA ha revisado que sigue cumpliendo con los criterios establecidos por la normativa para aplicar la contabilidad de coberturas (véase Nota 5.1). Durante el ejercicio 2021 se han producido interrupciones de la contabilidad de coberturas de algunos derivados contratados con el fin de cubrir el riesgo de precios de materias energéticas, que habían sido designados inicialmente como coberturas de flujos de efectivo de transacciones futuras altamente probables, como consecuencia entre otros, de modificaciones contractuales en un contrato de compra de gas a largo plazo que han hecho que las transacciones futuras, tal y como estaban contratadas, sean remotas. Dichas interrupciones han supuesto el reconocimiento de un ingreso de 152 millones de euros que se incluyen en el epígrafe “Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas” del Estado del Resultado Consolidado. 169 46.1.1. Riesgo de tipo de interés. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y el tipo de interés medio de los derivados de cobertura de flujos de caja de tipo de interés desglosados por vencimiento, es el siguiente: Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Vencimiento 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Total Permutas de Tipo de Interes “IRS” en Euros Nocional (millones de euros) - - - - - 996 996 Tipo de Interés Medio (%) - - - - - 0,7 Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Vencimiento 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Total Permutas de Tipo de Interes “IRS” en Euros Nocional (millones de euros) - - - - - 835 835 Tipo de Interés Medio (%) - - - - - 0,9 A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y el tipo de interés medio de los derivados de cobertura de valor razonable de tipo de interés desglosados por vencimiento, es el siguiente: Derivados de Cobertura de Valor Razonable Vencimientos 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Total Permutas de Tipo de Interes “IRS” en Euros Nocional (millones de euros) - - - 500 - 12 512 Tipo de Interés Medio (%) - - - 0,1 - 5,7 Derivados de Cobertura de Valor Razonable Vencimientos 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Total Permutas de Tipo de Interes “IRS” en Euros Nocional (millones de euros) - - - - - 12 12 Tipo de Interés Medio (%) - - - - - 5,7 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el desglose de los derivados de cobertura de tipo de interés, por designación y clasificado por tipo de elemento cubierto, es el siguiente: Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS 31 de Diciembre de 2021 Elemento de Cobertura Nocional Neto Valor Razonable Neto Nocional Activos Financieros Valor Razonable Activo Nocional Pasivos Financieros Valor Razonable Pasivo Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 996 (11) 150 1 846 12 Permutas de Tipo Interés Financiación a Tipo Variable 996 (11) 150 1 846 12 Derivados de Cobertura de Valor Razonable 512 5 12 6 500 1 Permutas de Tipo Interés Obligaciones a Tipo Fijo 12 6 12 6 - - Financiación a Tipo Fijo 500 (1) - - 500 1 Total Permutas de Tipo Interés 1.508 (6) 162 7 1.346 13 TOTAL DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS 1.508 (6) 162 7 1.346 13 Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS 31 de Diciembre de 2020 Elemento de Cobertura Nocional Neto Valor Razonable Neto Nocional Activos Financieros Valor Razonable Activo Nocional Pasivos Financieros Valor Razonable Pasivo Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 835 (34) - - 835 34 Permutas de Tipo Interés Financiación a Tipo Variable 835 (34) - - 835 34 Derivados de Cobertura de Valor Razonable 12 7 12 7 - - Permutas de Tipo Interés Obligaciones a Tipo Fijo 12 7 12 7 - - Total Permutas de Tipo Interés 847 (27) 12 7 835 34 TOTAL DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS 847 (27) 12 7 835 34 170 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente: Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS Valor Actual (Neto de Interés Acumulado) Estratificación Flujos de Caja Esperados 31 de Diciembre de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Derivados de Cobertura de Flujos de Caja (11) (6) (5) (2) (1) 1 3 Valor Razonable Positivo 1 1 - - - 1 1 Valor Razonable Negativo (12) (7) (5) (2) (1) - 2 Derivados de Cobertura de Valor Razonable 5 2 1 (1) - - 3 Valor Razonable Positivo 6 1 1 1 - - 3 Valor Razonable Negativo (1) 1 - (2) - - - Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE INTERÉS Valor Actual (Neto de Interés Acumulado) Estratificación Flujos de Caja Esperados 31 de Diciembre de 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Derivados de Cobertura de Flujos de Caja (34) (8) (7) (6) (5) (4) (7) Valor Razonable Positivo - - - - - - - Valor Razonable Negativo (34) (8) (7) (6) (5) (4) (7) Derivados de Cobertura de Valor Razonable 7 1 1 1 - - 4 Valor Razonable Positivo 7 1 1 1 - - 4 Valor Razonable Negativo - - - - - - - El efecto de los derivados de cobertura de flujos de caja en el Estado de Situación Financiera Consolidado, en el Estado del Resultado Consolidado y en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado ha sido el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 2021 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo (2) Cambios en el Valor Razonable en el Estado de Otro Resultado Global Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (3) (4) Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (5) Cambios en el Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado por Ineficacia Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Permutas de Tipo Interés 996 1 (12) 23 (8) - - Total Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 996 1 (12) 23 (8) - - (1) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (3) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque la partida cubierta ha afectado al resultado. (4) Se incluye en el epígrafe “Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados” del Estado del Resultado Consolidado. (5) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque los flujos de efectivo Contratos a Plazo/Futuros ya no se espera que se produzcan. Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 2020 Nocional Neto Valor Razonable Activo Valor Razonable Pasivo (1) Cambios en el Valor Razonable en el Estado de Otro Resultado Global Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (2) (3) Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (4) Cambios en el Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado por Ineficacia Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Permutas de Tipo Interés 835 - (34) (16) (7) - - Total Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 835 - (34) (16) (7) - - (1) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque la partida cubierta ha afectado al resultado. (3) Se incluye en el epígrafe “Ingresos y Gastos por Instrumentos Financieros Derivados” del Estado del Resultado Consolidado. (4) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque los flujos de efectivo Contratos a Plazo/Futuros ya no se espera que se produzcan. A 31 de diciembre de 2021, teniendo en cuenta las coberturas de flujos de caja que se consideran eficaces, el 58% de la deuda estaba protegida al riesgo de tipo de interés (63% a 31 de diciembre de 2020). Considerando también las coberturas de valor razonable, a 31 de diciembre de 2021 este porcentaje es del 53% (63% a 31 de diciembre de 2020). El efecto de los derivados de cobertura de valor razonable en el Estado 171 de Situación Financiera Consolidado, en el Estado del Resultado Consolidado y en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado ha sido el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 2021 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo (2) Importe en Libros de la Partida Cubierta en el Estado de Situación Financiera Cambios en el Valor Razonable de la Partida Cubierta Importe Acumulado de los Ajustes de Cobertura del Valor Razonable en la Partida Cubierta Derivados de Cobertura de Valor Razonable Permutas de Tipo Interés 512 6 (1) 12 (2) 6 Total Derivados de Cobertura de Valor Razonable 512 6 (1) 12 (2) 6 (1) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 2020 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo Importe en Libros de la Partida Cubierta en el Estado de Situación Financiera Cambios en el Valor Razonable de la Partida Cubierta Importe Acumulado de los Ajustes de Cobertura del Valor Razonable en la Partida Cubierta Derivados de Cobertura de Valor Razonable Permutas de Tipo Interés 12 7 - 12 - 8 Total Derivados de Cobertura de Valor Razonable 12 7 - 12 - 8 (1) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. Durante los ejercicios 2021 y 2020, en las coberturas de valor razonable el importe registrado en el Estado del Resultado Consolidado del derivado y del elemento cubierto ha sido el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Ingresos Gastos Ingresos Gastos Elementos Cubiertos 2 - - - Derivados (1) - 3 - - TOTAL 2 3 - - (1) Sin liquidaciones. 46.1.2. Riesgo de tipo de cambio. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y el tipo de cambio medio de los derivados de cobertura de tipo de cambio desglosados por vencimiento es el siguiente: Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Vencimientos 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Total Contratos a Plazo/ Futuros Tipo de Cambio EUR/USD Nocional (Millones de Euros) 1.784 851 283 4 - - 2.922 Tipo de Cambio Medio EUR/USD 1,17 1,19 1,18 1,18 - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Vencimientos 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Total Contratos a Plazo/ Futuros Tipo de Cambio EUR/USD Nocional (Millones de Euros) 1.201 1.021 15 - - - 2.237 Tipo de Cambio Medio EUR/USD 1,15 1,16 1,20 - - - - A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y el valor razonable de los derivados de cobertura de tipo de cambio, por designación y clasificado por tipo de elemento cubierto, es el siguiente: Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE CAMBIO 31 de Diciembre de 2021 Nocional Neto Valor Razonable Neto Nocional Activos Financieros Valor Razonable Activo Nocional Pasivos Financieros Valor Razonable Pasivo Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Contratos a Plazo/ Futuros Divisas Contratos de divisa de materias primas 2.862 45 1.814 73 1.048 28 Otros Contratos 60 1 35 1 25 - Total Contratos a Plazo/ Futuros 2.922 46 1.849 74 1.073 28 TOTAL DERIVADOS DE TIPO DE CAMBIO 2.922 46 1.849 74 1.073 28 172 Millones de Euros DERIVADOS DE TIPO DE CAMBIO 31 de Diciembre de 2020 Nocional Neto Valor Razonable Neto Nocional Activos Financieros Valor Razonable Activo Nocional Pasivos Financieros Valor Razonable Pasivo Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Contratos a Plazo/ Futuros Divisas Contratos de divisa de materias primas 2.107 (136) 156 5 1.951 141 Otros Contratos 130 (5) 3 - 127 5 Total Contratos a Plazo/ Futuros 2.237 (141) 159 5 2.078 146 TOTAL DERIVADOS DE TIPO DE CAMBIO 2.237 (141) 159 5 2.078 146 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente: Millones de Euros Valor Actual (Neto de Interés Acumulado) Estratificación Flujos de Caja Esperados 31 de Diciembre de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Derivados de Tipo de Cambio - Cobertura de Flujo de Caja 46 15 28 3 - - - Valor Razonable Positivo 74 43 28 3 - - - Valor Razonable Negativo (28) (28) - - - - - Derivados de Tipo de Cambio - Cobertura de Valor Razonable - - - - - - - Valor Razonable Positivo - - - - - - - Valor Razonable Negativo - - - - - - - Millones de Euros Valor Actual (Neto de Interés Acumulado) Estratificación Flujos de Caja Esperados 31 de Diciembre de 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Derivados de Tipo de Cambio - Cobertura de Flujo de Caja (141) (69) (71) (1) - - - Valor Razonable Positivo 5 5 - - - - - Valor Razonable Negativo (146) (74) (71) (1) - - - Derivados de Tipo de Cambio - Cobertura de Valor Razonable - - - - - - - Valor Razonable Positivo - - - - - - - Valor Razonable Negativo - - - - - - - El efecto de los derivados de cobertura de flujos de caja en el Estado de Situación Financiera Consolidado, en el Estado del Resultado Consolidado y en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado ha sido el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 2021 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo (2) Cambios en el Valor Razonable en el Estado de Otro Resultado Global Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (3) (4) Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (4) (5) Cambios en el Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado por Ineficacia (4) Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Contratos a Plazo/ Futuros de Tipo de Cambio 2.922 74 (28) 185 (25) - - Total Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 2.922 74 (28) 185 (25) - - (1) Se incluye en los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Se incluye en los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (3) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque la partida cubierta ha afectado al resultado. (4) Se incluye en el epígrafe “Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas” del Estado del Resultado Consolidado. (5) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque los flujos de efectivo Contratos a Plazo/Futuros ya no se espera que se produzcan. 173 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 2020 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo (2) Cambios en el Valor Razonable en el Estado de Otro Resultado Global Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (3) (4) Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global al Estado del Resultado (4) (5) Cambios en el Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado por Ineficacia (4) Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Contratos a Plazo/ Futuros de Tipo de Cambio 2.237 5 (146) (222) 41 12 - Total Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 2.237 5 (146) (222) 41 12 - (1) Se incluye en los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Se incluye en los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (3) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque la partida cubierta ha afectado al resultado. (4) Se incluye en el epígrafe “Ingresos y Gastos por Derivados de Materias Energéticas” del Estado del Resultado Consolidado. (5) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque los flujos de efectivo Contratos a Plazo/Futuros ya no se espera que se produzcan. 46.1.3. Riesgo de materias energéticas. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y el precio medio de los derivados de cobertura de materias energéticas desglosados por vencimiento, es el siguiente: Millones de Euros Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Vencimientos 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Total Permutas Financieras Derivados de Electricidad MWh Nocional (Millones de Euros) 228 102 110 91 88 380 999 Precio Medio (Euros/MWh) 55,2 48,5 40,1 37,1 35,7 29,1 Derivados de Combustibles Líquidos y Gas Barriles Nocional (Millones de Euros) 516 160 51 - - - 727 Precio Medio (USD/Miles de Barriles) 54,6 59,6 65,1 - - - MBTU Nocional (Millones de Euros) 272 362 96 - - - 730 Precio Medio (USD/MBTU) 2,6 3,3 3,2 - - - Toneladas Métricas Nocional (Millones de Euros) 750 375 51 - - - 1.176 Precio Medio (USD/TM) 498,1 509,4 577,8 - - - MWh Nocional (Millones de Euros) 767 168 33 - - - 968 Precio Medio (Euros/MWh) 18,4 22,1 19,7 - - - Contratos a Plazo/ Futuros Derivados de Electricidad MWh Nocional (Millones de Euros) - - - - - - - Precio Medio (Euros/MWh) - - - - - - Opciones Derivados de Electricidad MWh Nocional (Millones de Euros) 7 16 16 16 16 133 204 Precio Medio (Euros/MWh) 34,1 34,5 34,5 34,5 34,5 32,9 Derivados de Combustibles Líquidos y Gas MWh Nocional (Millones de Euros) 100 - - - - - 100 Precio Medio (Euros/MWh) 50,3 - - - - - Total Nocional 2.640 1.183 357 107 104 513 4.904 Millones de Euros Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Vencimientos 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Total Permutas Financieras Derivados de Electricidad MWh Nocional (Millones de Euros) 75 82 63 63 52 262 597 Precio Medio (Euros/MWh) 40,5 41,8 37,9 37,9 37,8 37,8 - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas Barriles Nocional (Millones de Euros) 345 331 23 - - - 699 Precio Medio (USD/Miles de Barriles) 51,7 45,1 45,8 - - - - MBTU Nocional (Millones de Euros) 258 222 - - - - 480 Precio Medio (USD/MBTU) 2,5 2,5 - - - - - Toneladas Métricas Nocional (Millones de Euros) 81 156 173 - - - 410 Precio Medio (USD/TM) 395,5 420,1 442,0 - - - - MWh Nocional (Millones de Euros) 650 565 36 - - - 1.251 Precio Medio (Euros/MWh) 15,2 14,5 15,0 - - - - Contratos a Plazo/ Futuros Derivados de Electricidad MWh Nocional (Millones de Euros) 301 69 10 9 5 2 396 Precio Medio (Euros/MWh) 44,3 44,7 41,9 41,4 41,4 41,3 - Opciones Derivados de Electricidad MWh Nocional (Millones de Euros) - 70 - - - - 70 Precio Medio (Euros/MWh) - 34,1 - - - - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas MWh Nocional (Millones de Euros) - - - - - - - Precio Medio (Euros/MWh) - - - - - - - Total Nocional 1.710 1.495 305 72 57 264 3.903 174 A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y el valor razonable de los derivados de cobertura de materias energéticas, clasificado por tipo de materia prima, es el siguiente: Millones de Euros Derivados de Materias Energéticas Activo Pasivo Nocional Valor razonable Nocional Valor razonable 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Derivados de Electricidad 1.021 704 658 106 182 359 511 60 Permutas Financieras 817 349 639 62 182 248 499 49 Contratos a Plazo/ Futuros - 285 - 44 - 111 - 11 Opciones 204 70 19 - - - 12 - Derivados de Combustibles líquidos y gas 1.874 1.621 851 197 1.827 1.219 2.593 175 Permutas Financieras 1.844 1.621 848 197 1.757 1.219 2.567 175 Opciones 30 - 3 - 70 - 26 - Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) - - - - - - - - Contratos a Plazo/ Futuros - - - - - - - - TOTAL DERIVADOS DE MATERIAS ENERGÉTICAS 2.895 2.325 1.509 303 2.009 1.578 3.104 235 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente: Millones de Euros Valor Razonable Estratificación Valor Razonable 31 de Diciembre de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Derivados de Electricidad 147 (43) 85 53 27 11 14 Derivados de Combustibles Líquidos y Gas (1.742) (1.776) 16 18 - - - Millones de Euros Valor Razonable Estratificación Valor Razonable 31 de Diciembre de 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Derivados de Electricidad 46 26 17 (9) 3 3 6 Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 22 - 16 6 - - - El efecto de los derivados de cobertura de flujos de caja en el Estado de Situación Financiera Consolidado, en el Estado del Resultado Consolidado y en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado ha sido el siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 2021 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo (2) Cambios en el Valor Razonable en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global Consolidado al Estado del Resultado Consolidado (3) (4) Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global Consolidado al Estado del Resultado Consolidado (4) (5) Cambios en el Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado por Ineficacia (4) Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 3.701 851 2.593 (2.699) (98) 80 (7) Derivados de Carbón y Fletes - - - - - - - Derivados de Electricidad 1.203 658 511 508 714 - (27) Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) - - - - - 72 (1) Total Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 4.904 1.509 3.104 (2.191) 616 152 (35) (1) Se incluye en los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados ” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados ” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (3) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque la partida cubierta ha afectado al resultado. (4) Se incluye en el epígrafe “Ingresos y Gastos de Derivados de Materias Energéticas” del Estado del Resultado Consolidado. (5) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque los flujos de efectivo futuros ya no se espera que se produzcan. 175 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 2020 Nocional Neto Valor Razonable Activo (1) Valor Razonable Pasivo (2) Cambios en el Valor Razonable en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global Consolidado al Estado del Resultado Consolidado (3) (4) Importe Reclasificado del Estado de Otro Resultado Global Consolidado al Estado del Resultado Consolidado (4) (5) Cambios en el Valor Razonable Reconocidos en el Estado del Resultado por Ineficacia (4) Derivados de Cobertura de Flujos de Caja Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 2.840 197 (175) (60) (89) (9) 8 Derivados de Carbón y Fletes - - - - - - - Derivados de Electricidad 1.063 106 (60) 105 (183) - - Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) - - - - - - - Total Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 3.903 303 (235) 45 (272) (9) 8 (1) Se incluye en los epígrafes “Instrumentos Financieros Derivados” de Activo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (2) Se incluye en el epígrafe “Instrumentos Financieros Derivados” de Pasivo del Estado de Situación Financiera Consolidado. (3) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque la partida cubierta ha afectado al resultado. (4) Se incluye en el epígrafe “Ingresos y Gastos de Derivados por Materias Energéticas” del Estado del Resultado Consolidado. (5) Importe reclasificado del Estado del Resultado porque los flujos de efectivo futuros ya no se espera que se produzcan. 46.2. Instrumentos financieros derivados no designados como instrumentos de cobertura. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional, desglosado por vencimiento, es el siguiente: Millones de Euros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Estratificación Valor Nocional 31 de Diciembre de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Derivados de Tipo de Interés 26 26 - - - - - Derivados de Tipo de Cambio 438 311 124 3 - - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 2.256 1.966 250 40 - - - Derivados de Carbón y Fletes - - - - - - - Derivados de Electricidad 312 199 101 6 5 - 1 Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 122 119 2 1 - - - Millones de Euros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Estratificación Valor Nocional 31 de Diciembre de 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Derivados de Tipo de Interés 28 - 28 - - - - Derivados de Tipo de Cambio 708 639 62 7 - - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 1.703 1.583 95 25 - - - Derivados de Carbón y Fletes 5 5 - - - - - Derivados de Electricidad 784 692 45 28 17 - 2 Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 65 59 6 - - - - A 31 de diciembre de 2021 y 2020, el detalle del valor nocional y valor razonable de los derivados no designados contablemente como instrumentos de cobertura desglosados por tipología y por elemento cubierto, es el siguiente: Millones de Euros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Activo Pasivo Nocional Valor razonable Nocional Valor razonable 2021 2020 2021 2020 2021 2020 2021 2020 Derivados sobre el Tipo de Interés - - - - 26 28 1 2 Permutas financieras - - - - 26 28 1 2 Derivados sobre el Tipo de Cambio 225 370 6 16 213 338 13 33 Futuros de Divisa a Plazo 225 370 6 16 213 338 13 33 Derivados de Electricidad 190 411 246 69 122 373 239 54 Permutas Financieras 190 187 246 38 120 145 239 23 Contratos a Plazo/de Futuros - 222 - 29 - 228 - 31 Opciones - 2 - 2 2 - - - Derivados de Carbón y Fletes - 2 - - - 3 - - Permutas Financieras - 2 - - - 3 - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 866 1.038 1.298 234 1.390 665 2.026 127 Permutas Financieras 792 1.009 1.282 229 1.227 653 1.995 125 Contratos a Plazo/de Futuros - 29 - 5 - 12 - 2 Opciones 74 - 16 - 163 - 31 - Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 58 9 35 2 64 56 33 9 Permutas Financieras - - - - - - - - Contratos a Plazo/de Futuros 58 9 35 2 64 22 33 4 Opciones - - - - - 34 - 5 Total 1.339 1.830 1.585 321 1.815 1.463 2.312 225 176 En la siguiente tabla se indican los flujos de efectivo esperados durante los ejercicios futuros relativos a los derivados no designados contablemente de cobertura. 47. Medición a valor razonable. 47.1. Medición a valor razonable de las categorías de activos financieros. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la clasificación por niveles de jerarquía de valor razonable de los activos financieros valorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Estratificación Valor Razonable 31 de Diciembre de 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Siguientes Derivados de Tipo de Interés (1) (1) - - - - - Derivados de Tipo de Cambio (7) (4) (3) (0) - - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas (728) (635) (85) (8) - - - Derivados de Electricidad 7 (40) 48 (1) - - - Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 2 2 - - - - - Millones de Euros Derivados no Designados Contablemente de Cobertura Estratificación Valor Razonable 31 de Diciembre de 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Siguientes Derivados de Tipo de Interés (2) (1) (1) - - - - Derivados de Tipo de Cambio (17) (17) (1) 1 - - - Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 107 102 4 1 - - - Derivados de Electricidad 15 12 - 1 1 - 1 Derivados de Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) (7) (7) - - - - - Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Activo no Corriente Activo Corriente Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Instrumentos de Patrimonio 43.1 6 - - 6 43.1 - - - - Derivados de Cobertura de Valor Razonable: 46 6 - 6 - 46 - - - - Tipo de Interés 46 6 - 6 - 46 - - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo: 603 - 263 340 981 - 706 275 Tipo de Interés 46 1 - 1 - 46 - - - - Tipo de Cambio 30 - 30 - 44 - 44 - Materias Energéticas 572 - 232 340 937 - 662 275 Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 46.2 165 - 164 1 46.2 1.420 - 1.419 1 Tipo de Interés - - - - - - - - Tipo de Cambio - - - - 6 - 6 - Materias Energéticas 165 - 164 1 1.414 - 1.413 1 Existencias - - - - 1 - 1 - TOTAL 780 - 433 347 2.402 - 2.126 276 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Activo no Corriente Activo Corriente Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Instrumentos de Patrimonio 43.1 6 - - 6 43.1 - - - - Derivados de Cobertura de Valor Razonable: 46 7 - 7 - 46 - - - - Tipo de Interés 46 7 - 7 - 46 - - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo: 141 6 91 44 167 38 114 15 Tipo de Interés 46 - - - - 46 - - - - Tipo de Cambio - - - - 5 - 5 - Materias Energéticas 141 6 91 44 162 38 109 15 Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 46.2 21 4 15 2 46.2 300 27 273 - Tipo de Interés - - - - - - - - Tipo de Cambio 2 - 2 - 14 - 14 - Materias Energéticas 19 4 13 2 286 27 259 - Existencias - - - - 2 1 1 - TOTAL 175 10 113 52 469 66 388 15 177 Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se han producido traspasos de ninguno de los niveles de jerarquía de los activos financieros indicados anteriormente. En el contexto actual, ENDESA ha seguido utilizando las mismas normas de valoración para determinar el valor razonable (véanse Notas 3.1, 3.2h.5, 3.2q y 5.1). 47.2. Medición a valor razonable de las categorías de activos no valorados a valor razonable. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 la clasificación por niveles de jerarquía de valor razonable de los pasivos financieros valorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera Consolidado es la siguiente: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Inversiones Inmobiliarias 3.2c y 22.1 55 - - 55 60 - - 60 47.3. Medición a valor razonable de las categorías de pasivos financieros. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, los pasivos financieros no corrientes y corrientes valorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera Consolidado por niveles en jerarquía de valor razonable es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Pasivo no Corriente Pasivo Corriente Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Obligaciones y otros Valores Negociables 43.2 18 - 18 - 43.2 - - - - Deudas con Entidades de Crédito 43.2 500 - 500 - 43.2 - - - - Derivados de Cobertura de Valor Razonable: 46 1 - 1 - 46 - - - - Tipo de Interés 1 - 1 - - - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo: 361 - 218 143 2.783 - 2.776 7 Tipo de Interés 46 12 - 12 - 46 - - - - Tipo de Cambio 1 - 1 - 27 - 27 - Materias Energéticas 348 - 205 143 2.756 - 2.749 7 Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 46.2 211 - 211 - 46.2 2.101 - 2.101 - Tipo de Interés - - - - 1 - 1 - Tipo de Cambio 1 - 1 - 12 - 12 - Materias Energéticas 210 - 210 - 2.088 - 2.088 - TOTAL 43 y 46 1.091 - 948 143 43 y 46 4.884 - 4.877 7 Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Pasivo no Corriente Pasivo Corriente Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Notas Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Obligaciones y otros Valores Negociables 43.2 20 - 20 - 43.2 - - - - Derivados de Cobertura de Valor Razonable: 46 - - - - 46 - - - - Tipo de Interés - - - - - - - - Derivados de Cobertura de Flujos de Efectivo: 220 1 176 43 195 10 183 2 Tipo de Interés 46 34 - 34 - 46 - - - - Tipo de Cambio 72 - 72 - 74 - 74 - Materias Energéticas 114 1 70 43 121 10 109 2 Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 46.2 16 3 13 - 46.2 209 28 181 - Tipo de Interés 2 - 2 - - - - - Tipo de Cambio 3 - 3 - 30 - 30 - Materias Energéticas 11 3 8 - 179 28 151 - TOTAL 43 y 46 256 4 209 43 43 y 46 404 38 364 2 Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se han producido traspasos de ninguno de los niveles de jerarquía de los pasivos financieros indicados anteriormente. 178 47.4. Medición a valor razonable de las categorías de pasivos financieros no valorados a valor razonable. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, los pasivos financieros no corrientes y corrientes no valorados a valor razonable en el Estado de Situación Financiera Consolidado pero cuyo valor razonable se desglosa en las Notas de estas Cuentas Anuales Consolidadas por niveles en jerarquía de valor razonable es la siguiente: Millones de Euros 31 de Diciembre de 2021 Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Deudas con Entidades de Crédito 2.791 - 2.791 - Tipo de Interés Fijo 491 - 491 - Tipo de Interés Variable 2.300 - 2.300 - Otras Deudas Financieras 4.092 - 4.092 - Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 875 - 875 - Tipo de Interés Fijo 875 - 875 - Otras 3.217 - 3.217 - Tipo de Interés Fijo 3.203 - 3.203 - Tipo de Interés Variable 14 - 14 - Total Pasivo no Corriente 6.883 - 6.883 - Deudas con Entidades de Crédito 167 - 167 - Tipo de Interés Variable 167 - 167 - Obligaciones y otros Valores Negociables 2.917 - 2.917 - Tipo de Interés Variable 2.917 - 2.917 - Otras Deudas Financieras 210 - 210 - Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 85 - 85 - Tipo de Interés Fijo 85 - 85 - Otras 125 - 125 - Tipo de Interés Fijo 92 - 92 - Tipo de Interés Variable 33 - 33 - Total Pasivo Corriente 3.294 - 3.294 - Millones de Euros 31 de Diciembre de 2020 Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Deudas con Entidades de Crédito 2.151 - 2.151 - Tipo de Interés Variable 2.151 - 2.151 - Otras Deudas Financieras 4.102 - 4.102 - Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 658 - 658 - Tipo de Interés Fijo 658 - 658 - Otras 3.444 - 3.444 - Tipo de Interés Fijo 3.433 - 3.433 - Tipo de Interés Variable 11 - 11 - Total Pasivo no Corriente 6.253 - 6.253 - Deudas con Entidades de Crédito 137 - 137 - Tipo de Interés Variable 137 - 137 - Obligaciones y otros Valores Negociables 1.162 - 1.162 - Tipo de Interés Variable 1.162 - 1.162 - Otras Deudas Financieras 203 - 203 - Deudas Financieras Asociadas a Derechos de Uso 66 - 66 - Tipo de Interés Fijo 66 - 66 - Otras 137 - 137 - Tipo de Interés Fijo 92 - 92 - Tipo de Interés Variable 45 - 45 - Total Pasivo Corriente 1.502 - 1.502 - 47.5. Otros aspectos. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el movimiento de los instrumentos financieros derivados valorados a valor razonable de Nivel 3 es el siguiente: Millones de Euros 2021 2020 Saldo Inicial 16 - (Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado Consolidado - 2 (Pérdidas) / Ganancias en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado 451 14 Saldo Final 467 16 El valor razonable de los instrumentos financieros derivados clasificados en el Nivel 3 ha sido determinado mediante la aplicación del método de flujos de caja. Para el cálculo de las proyecciones de estos flujos de 179 caja se utiliza como base la información disponible de mercado, complementada, en caso necesario, con estimaciones resultado de modelos fundamentales que representan el funcionamiento de dichos mercados. A 31 de diciembre de 2021, ninguno de los posibles escenarios previsibles de las hipótesis indicadas daría como resultado un cambio significativo en el valor razonable de los instrumentos financieros clasificados en este Nivel. 48. Estado de flujos de efectivo. A 31 de diciembre de 2021, el importe de efectivo y otros medios líquidos equivalentes se ha situado en 703 millones de euros (403 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (véase Nota 34). Durante los ejercicios 2021 y 2020, los flujos netos de efectivo de ENDESA, clasificados por actividades de explotación, inversión y financiación, han sido los siguientes: Millones de Euros Estado de Flujos de Efectivo 2021 2020 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Explotación 2.621 2.951 Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión (3.073) (1.726) Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación 752 (1.045) En el ejercicio 2021, los flujos netos de efectivo generados por las actividades de explotación (2.621 millones de euros) y los obtenidos por las actividades de financiación (752 millones de euros) han permitido atender los pagos netos derivados de las actividades de inversión (3.073 millones de euros). 48.1. Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación. En el ejercicio 2021 los flujos netos de efectivo procedentes de las actividades de explotación han ascendido a 2.621 millones de euros (2.951 millones de euros en el ejercicio 2020) y presentan el detalle que figura a continuación: Millones de Euros Notas 2021 2020 Resultado Bruto Antes de Impuestos 1.924 1.788 Ajustes del Resultado: 2.410 2.153 Amortizaciones del Inmovilizado y Pérdidas por Deterioro 15 2.322 1.897 Otros Ajustes del Resultado (Neto) 88 256 Cambios en el Capital Corriente: (1.000) (413) Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (2.291) 31 Existencias (457) (225) Otros Activos Financieros Corrientes 80 28 Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 1.668 (247) (1) Otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación: (713) (577) Cobro de Intereses 77 34 Cobro de Dividendos 38 28 Pagos de Intereses (2) (152) (152) Pagos de Impuesto sobre Sociedades (346) (229) Otros Cobros y Pagos de las Actividades de Explotación (3) (330) (258) FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 2.621 2.951 (1) En 2020, incluye 25 millones de euros correspondientes al Plan de Responsabilidad Pública y las compras de aprovisionamientos relacionados con el COVID- 19 (véanse Notas 5.1 y 13). (2) Incluye pagos de intereses de deudas financieras por derechos de uso por importe de 33 millones de euros en 2021 y 33 millones de euros en 2020 (véase Nota 21). (3) Correspondientes a pagos de provisiones. Las variaciones de las distintas partidas que determinan los flujos netos de efectivo procedentes de las actividades de explotación recogen: − El mayor resultado bruto antes de impuestos neto de amortizaciones y otros ajustes del resultado (393 millones de euros). − Los cambios en el capital circulante entre ambos ejercicios por importe de 587 millones de euros como consecuencia, principalmente, de la disminución de los pagos a acreedores comerciales (1.915 millones de euros), de la evolución negativa de los deudores comerciales y otras cuentas a cobrar (2.322 millones 180 de euros), los mayores pagos por existencias (232 millones de euros) y la evolución positiva de las partidas regulatorias a cobrar por importe de 52 millones de euros (principalmente, 106 millones de euros, negativos, por compensaciones por los sobrecostes de la generación de los Territorios No Peninsulares (TNP) y 170 millones de euros, positivos, por la retribución a la inversión en energías renovables). − La variación en el pago del Impuesto sobre Sociedades en ambos ejercicios por importe de 117 millones de euros. Durante el ejercicio 2021 la Sociedad ha continuado también con su política activa de gestión del activo circulante y pasivo circulante, enfocada, entre otros aspectos, en la mejora de procesos, la factorización de cobros y acuerdos de alargamiento de plazos de pago con proveedores (véanse Notas 33 y 41). A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el capital circulante se compone de las siguientes partidas: Millones de Euros Notas Capital Circulante 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Activo Corriente (1) 10.949 5.831 Existencias 32 1.343 1.077 Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar 33 5.382 3.346 Retribución de la Actividad de Distribución 183 246 Otros 5.199 3.100 Activos Corrientes de Contratos con Clientes 27 6 10 Otros Activos Financieros Corrientes 31 1.817 931 Compensaciones por Sobrecostes de la Generación en Territorios No Peninsulares (TNP) 749 602 Derechos de Cobro de la Financiación del Déficit de las Actividades Reguladas 168 277 Otros 900 52 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 2.401 467 Pasivo Corriente (2) 12.655 7.183 Pasivos Corrientes de Contratos con Clientes 27 270 274 Provisiones Corrientes 38 611 477 Instrumentos Financieros Derivados Corrientes 29 4.884 404 Otros Pasivos Financieros Corrientes 40 34 25 Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes 41 6.856 6.003 Dividendo Sociedad Dominante 35.1.10 y 35.1.12 529 741 Otros 6.327 5.262 (1) No incluye “Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes”. (2) No incluye “Deuda Financiera Corriente”. 48.2. Flujos netos de efectivo de las actividades de inversión. Durante el ejercicio 2021 los flujos netos de efectivo aplicados a las actividades de inversión han ascendido a 3.073 millones de euros (1.726 millones de euros en el ejercicio 2020) y recogen, entre otros aspectos: − Pagos y cobros de efectivo aplicados a la adquisición de inmovilizado material y activo intangible: Millones de Euros Notas 2021 2020 Adquisiciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles (2.082) (1.704) Adquisiciones de Inmovilizados Materiales (1) 20.1 (1.848) (1.407) Adquisiciones de Activos Intangibles 23.1 (328) (234) Instalaciones Cedidas de Clientes 98 29 Proveedores de Inmovilizado (4) (92) Enajenaciones de Inmovilizados Materiales y Activos Intangibles 84 49 Otros Cobros y Pagos de Actividades de Inversión (2) 107 106 TOTAL (1.891) (1.549) (1) No incluye altas por derechos de uso por importe de 213 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 y 182 millones de euros a 31 de diciembre de 2020. (2) Correspondiente a cobros de subvenciones y de nuevas instalaciones solicitadas por los clientes. 181 − Pagos y cobros de efectivo aplicados a inversiones y/o enajenaciones en participaciones en Empresas del Grupo: Millones de Euros Notas 2021 2020 Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo (96) (17) Sociedades Adquiridas por ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) 7 y 23 (96) (1) (2) (14) (1) Suggestion Power, Unipessoal, Lda. 7 y 23 - (3) Enajenaciones en Participaciones Empresas del Grupo - 21 ENDESA Soluciones, S.L. 7 y 26 - 21 TOTAL (96) 4 (1) Incluye pagos correspondientes a las adquisiciones de sociedades del negocio renovable que han supuesto el registro en el epígrafe “Activo Intangible” del Estado de Situación Financiera Consolidado de 85 millones de euros (46 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), correspondientes prácticamente en su totalidad al valor de las licencias para el desarrollo de proyectos eólicos y plantas fotovoltaicas (véanse Notas 7.1 y 23). (2) Incluye pagos correspondientes a compañías adquiridas en años anteriores. − Pagos y cobros de efectivo aplicados a adquisiciones y/o enajenaciones de otras inversiones: Millones de Euros Notas 2021 2020 Adquisiciones de otras inversiones (1.124) (269) Retribución de la Actividad de Distribución no Corriente 30 (227) (218) Garantías Financieras 31 (830) - Otros Activos Financieros (67) (51) Enajenación de otras Inversiones 38 88 Garantías Financieras 31 - 55 Otros Activos Financieros 38 33 TOTAL (1.086) (181) 48.3. Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación. En el ejercicio 2021 los flujos netos de efectivo procedentes de las actividades de financiación han ascendido a 752 millones de euros (1.045 millones de euros en el ejercicio 2020) e incluyen, principalmente, los siguientes aspectos: − Flujos de efectivo por instrumentos de patrimonio: Millones de Euros Notas 2021 2020 Acciones en Patrimonio Propias 35.1.8 (1) (2) Aportación de Fondos de San Francisco de Borja, S.A. 35.2 - 3 Devolución Aportación de ENDESA Soluciones, S.L. 26.1 3 - Reducción de Capital de Énergie Électrique de Tahaddart, S.A. 26.1 4 3 Adquisición de Minoritarios Planta Eólica Europea, S.A. 7 y 35.2 (1) - Devolución de Fondos de Bosa del Ebro, S.L. 35.2 (3) - TOTAL 2 4 − Disposiciones de deuda financiera no corriente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Disposiciones de Préstamos Bancarios Caixabank, S.A., Bankia, S.A., Kutxabank, S.A., Unicaja Banco, S.A.U. y Cajasur Banco, S.A.U. 43.4 1.049 300 Disposiciones de Línea de Crédito ENEL Finance International N.V. 43.4 - 500 Disposiciones del Préstamo Verde Banco Europeo de Inversiones (BEI) 250 35 Disposiciones Banco Cooperativo 100 - Otros 26 8 TOTAL 1.425 843 − Reembolsos de deuda financiera no corriente: Millones de Euros 2021 2020 Reembolso de Línea de Crédito ENEL Finance International N.V. - (500) Reembolso de otras Líneas de Crédito - (68) Otros (22) (7) TOTAL (22) (575) 182 − Amortizaciones y disposiciones de deuda financiera corriente: Millones de Euros Notas 2021 2020 Disposiciones Emisiones de Euro Commercial Paper (ECP) 43.3 13.794 13.913 Otros 36 67 Amortizaciones Amortizaciones de Euro Commercial Paper (ECP) 43.3 (12.039) (13.548) Pagos de Contratos de Derechos de Uso (76) (73) Amortización de Préstamo Verde Banco Europeo de Inversiones (BEI) (167) (46) Otros (60) (58) TOTAL 1.488 255 − Pagos de dividendos: 49. Saldos y transacciones con partes vinculadas. Partes vinculadas son aquéllas sobre las que ENDESA, directa o indirectamente a través de una o más sociedades intermediarias, ejerce control o control conjunto, tiene una influencia significativa o es personal clave de la Dirección de ENDESA. Constituyen personal clave de la Dirección de ENDESA aquellas personas que tienen autoridad y responsabilidad para planificar, dirigir y controlar las actividades de ENDESA, ya sea directa o indirectamente, incluido cualquier miembro del Consejo de Administración. Las operaciones entre la Sociedad y sus Sociedades Dependientes y de Operación Conjunta, que son partes vinculadas, forman parte del tráfico habitual de la Sociedad en cuanto a su objeto y condiciones y han sido eliminadas en el proceso de consolidación y no se desglosan en esta Nota. A efectos de la información incluida en esta Nota se han considerado accionistas significativos de la Sociedad, a todas las empresas que componen el Grupo ENEL y que no se integran en los Estados Financieros Consolidados de ENDESA. El importe de las operaciones realizadas con otras partes vinculadas a determinados miembros del Consejo de Administración de la Sociedad corresponde a operaciones del tráfico habitual de la Sociedad y que han sido realizadas, en todos los casos, en condiciones de mercado. Todas las operaciones con partes vinculadas se realizan con arreglo a los términos y condiciones habituales de mercado. 49.1. Gastos e ingresos y otras transacciones. Durante los ejercicios 2021 y 2020 los saldos y operaciones relevantes realizadas con partes vinculadas, han sido las siguientes: Millones de Euros Notas 2021 2020 Pagos de Dividendos de la Sociedad Dominante 35.1.10 y 35.1.12 (2.132) (1.562) Pagos de Dividendos a Participaciones no Dominantes (1) 35.2 (9) (10) TOTAL (2.141) (1.572) (1) Correspondientes a sociedades de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE). 183 49.1.1. Gastos e ingresos. Millones de Euros 2021 Accionistas Significativos Administradores y Alta Dirección Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Gastos Financieros 98 - - - 98 Arrendamientos - - - - - Recepción de Servicios 49 - - - 49 Compra de Existencias (100) - - - (100) Otros Gastos (1) 6.597 - - - 6.597 Gastos por Instrumentos Financieros Derivados de Materias Energéticas 6.446 - - - 6.446 Compras de Energía 95 - - - 95 Contratos de Gestión o Colaboración 56 - - - 56 TOTAL GASTOS 6.644 - - - 6.644 Ingresos Financieros 8 - - - 8 Dividendos Recibidos - - - - - Prestación de Servicios 11 - - - 11 Ventas de Existencias 253 - - - 253 Otros Ingresos 3.481 - - - 3.481 Ingresos por Instrumentos Financieros Derivados de Materias Energéticas 3.468 - - - 3.468 Ventas de Energía 10 - - - 10 Contratos de Gestión o Colaboración 2 - - - 2 Arrendamientos 1 - - - 1 TOTAL INGRESOS 3.753 - - - 3.753 (1) Incluye 2.010 millones de euros registrados en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado. Millones de Euros 2020 Accionistas Significativos Administradores y Alta Dirección Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Gastos Financieros 97 - - - 97 Arrendamientos - - - - - Recepción de Servicios 44 - - 7 51 Compra de Existencias 59 - - - 59 Otros Gastos (1) 454 - - - 454 Gastos por Instrumentos Financieros Derivados de Materias Energéticas 296 - - - 296 Compras de Energía 97 - - - 97 Contratos de Gestión o Colaboración 61 - - - 61 TOTAL GASTOS 654 - - 7 661 Ingresos Financieros 4 - - - 4 Dividendos Recibidos - - - - - Prestación de Servicios 14 - - 2 16 Ventas de Existencias 92 - - - 92 Otros Ingresos 364 - - - 364 Ingresos por Instrumentos Financieros Derivados de Materias Energéticas 357 - - - 357 Ventas de Energía 4 - - - 4 Contratos de Gestión o Colaboración 2 - - - 2 Arrendamientos 1 - - - 1 TOTAL INGRESOS 474 - - 2 476 (1) Incluye 14 millones de euros registrados en el Estado de Otro Resultado Global Consolidado. 49.1.2. Otras transacciones. Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 Accionistas Significativos Administradores y Alta Dirección Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Acuerdos de Financiación: Créditos y Aportaciones de Capital (Prestamista) - 1 - - 1 Acuerdos de Financiación: Préstamos y Aportaciones de Capital (Prestatario) (1) 4.700 - - - 4.700 Garantías y Avales Prestados 49.3.1 - 7 - - 7 Garantías y Avales Recibidos (2) 32.2 121 - - - 121 Compromisos Adquiridos - - - - - Dividendos y otros Beneficios Distribuidos 35.1.10 y 35.1.12 1.495 - - - 1.495 Otras Operaciones (3) 80 - - - 80 (1) Corresponde al saldo vivo del préstamo intercompañía suscrito con ENEL Finance International N.V. Adicionalmente ENDESA tiene formalizada una línea de crédito comprometida e irrevocable con ENEL Finance International N.V., por importe de 1.700 millones de euros, y de las que no había importe dispuesto a 31 de diciembre de 2021 (véanse Notas 43.4.1 y 43.4.2). (2) Incluye la garantía recibida de ENEL, S.p.A. para el cumplimiento del contrato para la compra de gas natural licuado (GNL) a Corpus Christi Liquefaction, LLC. (3) Incluye compras de activos materiales, intangibles u otros activos. 184 Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2020 Accionistas Significativos Administradores y Alta Dirección Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Acuerdos de Financiación: Créditos y Aportaciones de Capital (Prestamista) - 1 - - 1 Acuerdos de Financiación: Préstamos y Aportaciones de Capital (Prestatario) (1) 3.700 - - - 3.700 Garantías y Avales Prestados 49.3.1 - 7 - - 7 Garantías y Avales Recibidos (2) 32.2 112 - - - 112 Compromisos Adquiridos (3) 96 - - - 96 Dividendos y otros Beneficios Distribuidos 35.1.10 y 35.1.12 1.095 - - - 1.095 Otras Operaciones (4) 151 - - - 151 (1) Corresponde al saldo vivo del préstamo intercompañía suscrito con ENEL Finance International N.V. Adicionalmente ENDESA tiene una línea de crédito comprometida e irrevocable con ENEL Finance International N.V., por importe de 1.700 millones de euros, y de las que no había importe dispuesto a 31 de diciembre de 2020 (véanse Notas 43.4.1 y 43.4.2). (2) Incluye la garantía recibida de ENEL, S.p.A. para el cumplimiento del contrato para la compra de gas natural licuado (GNL) a Corpus Christi Liquefaction, LLC. (3) Corresponde a compromisos de compra de existencias de derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ). (4) Incluye compras de activos materiales, intangibles u otros activos. Durante los ejercicios 2021 y 2020, los Administradores, o personas actuando por cuenta de éstos no han realizado operaciones con la Sociedad, o con otras de sus Sociedades Dependientes, ajenas a su tráfico ordinario o al margen de las condiciones de mercado. 49.1.3. Saldos a cierre del ejercicio. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los saldos con partes vinculadas son los siguientes: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 Accionistas Significativos ENEL Iberia, S.L.U. Resto de Accionistas Significativos Total Administradores y Alta Dirección Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Clientes y Deudores Comerciales 33 117 2.203 2.320 - - - 2.320 Préstamos y Créditos Concedidos - - - 1 - - 1 Otros Derechos de Cobro (1) 69 344 413 - - - 413 TOTAL SALDOS DEUDORES 186 2.547 2.733 1 - - 2.734 Proveedores y Acreedores Comerciales 485 5.745 6.230 - - - 6.230 Préstamos y Créditos Recibidos 3 3.000 3.003 - - - 3.003 Otras Obligaciones de Pago (1) 212 328 540 - - - 540 TOTAL SALDOS ACREEDORES 700 9.073 9.773 - - - 9.773 (1) Recogen la cuenta a cobrar y la cuenta a pagar, respectivamente, de las sociedades de ENDESA que componen el Grupo Consolidado Fiscal con número 572/10 cuya Sociedad Dominante es ENEL, S.p.A. y su representante en España es ENEL Iberia, S.L.U. (véase Nota 3.2.o). Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2020 Accionistas Significativos ENEL Iberia, S.L.U. Resto de Accionistas Significativos Total Administradores y Alta Dirección Personas, Sociedades o Entidades de ENDESA Otras Partes Vinculadas Total Clientes y Deudores Comerciales 33 103 521 624 - - - 624 Préstamos y Créditos Concedidos - - - 1 - - 1 Otros Derechos de Cobro (1) 416 104 520 - - - 520 TOTAL SALDOS DEUDORES 519 625 1.144 1 - - 1.145 Proveedores y Acreedores Comerciales 575 658 1.233 - - - 1.233 Préstamos y Créditos Recibidos 2 3.000 3.002 - - - 3.002 Otras Obligaciones de Pago (1) 426 78 504 - - - 504 TOTAL SALDOS ACREEDORES 1.003 3.736 4.739 - - - 4.739 (1) Recogen la cuenta a cobrar y la cuenta a pagar, respectivamente, de las sociedades de ENDESA que componen el Grupo Consolidado Fiscal con número 572/10 cuya Sociedad Dominante es ENEL, S.p.A. y su representante en España es ENEL Iberia, S.L.U. (véase Nota 3.2.o). 185 49.2. Empresas asociadas, negocios conjuntos y sociedades de operación conjunta. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el detalle de los clientes por ventas y prestación de servicios, créditos y avales concedidos a Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y sociedades de Operación Conjunta es el siguiente: Millones de Euros Notas Sociedades Asociadas Negocios Conjuntos Operación Conjunta 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Clientes por Ventas y Prestación de Servicios 33 2 3 2 2 - - Créditos 28.1 y 43.1.1 59 61 - - 4 3 Avales Concedidos 50 - - - - - - Durante los ejercicios 2021 y 2020 las transacciones realizadas con Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y sociedades de Operación Conjunta, no eliminadas en el proceso de consolidación, han sido las siguientes: Millones de Euros Sociedades Asociadas Negocios Conjuntos Operación Conjunta 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Ingresos 12 2 2 2 - - Gastos (22) (15) (24) (24) (33) (40) 49.3. Administradores y Alta Dirección. 49.3.1. Retribución del Consejo de Administración. El artículo 40º de los Estatutos Sociales establece que “la remuneración de los Administradores por su condición de tal se compone de los siguientes conceptos: asignación fija mensual y dietas de asistencia a cada sesión de los órganos de administración de la Sociedad y sus comités. La remuneración máxima global y anual, para todo el Consejo y por los conceptos anteriores, será la que determine la Junta General de Accionistas, y permanecerá vigente hasta que ésta no acuerde su modificación. Corresponderá al propio Consejo la fijación de la cantidad exacta a abonar en cada ejercicio dentro del límite fijado por la Junta General de Accionistas y la distribución de dicho importe entre los conceptos anteriores y entre los Administradores en la forma, momento y proporción que libremente determine, considerando las funciones y responsabilidades atribuidas a cada Consejero, la pertenencia a Comités del Consejo y las demás circunstancias objetivas que considere relevantes. Además, la cuantía de las dietas de asistencia será, como máximo, el importe que, de conformidad con los párrafos anteriores, se determine como asignación fija mensual. El Consejo de Administración podrá, dentro de este límite, establecer la cuantía de las dietas. Las retribuciones previstas en el apartado precedente, derivadas de la pertenencia al Consejo de Administración, serán compatibles con las demás remuneraciones, indemnizaciones, aportaciones a sistemas de previsión social o cualesquiera otros conceptos retributivos profesionales o laborales que correspondan a los Consejeros por cualesquiera otras funciones ejecutivas, de asesoramiento o representación que, en su caso, desempeñen para la Sociedad distintas de las de supervisión y decisión colegiada propias de su condición de Consejeros, las cuales se someterán al régimen legal que les fuere aplicable. Sin perjuicio de las retribuciones anteriormente mencionadas, la retribución de los Consejeros Ejecutivos también podrá consistir en la entrega de acciones o de derechos de opción sobre las mismas o en cantidades referenciadas al valor de las acciones. La aplicación de esta modalidad de retribución requerirá el acuerdo de la Junta General de Accionistas, expresando, en su caso, el número máximo de acciones que se podrán asignar en cada ejercicio a este sistema de remuneración, el precio de ejercicio o el sistema de cálculo del precio de ejercicio de las opciones sobre acciones, el valor de las acciones que, en su caso, se tome como referencia, el plazo de duración del Plan y las demás condiciones que estime oportunas”. Así, los miembros del Consejo de Administración de ENDESA, S.A. han percibido retribuciones en su condición de Consejeros de la Sociedad: 186 − Durante los ejercicios 2021 y 2020 la asignación fija mensual para cada Consejero ha sido de 15,6 miles de euros brutos. − La dieta por asistencia a las reuniones del Consejo de Administración, Comité de Nombramientos y Retribuciones (CNR), Comité de Auditoría y Cumplimiento (CAC) y Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo, ascendió a 1,5 miles de euros brutos cada una durante los ejercicios 2021 y 2020. − Además de la retribución señalada para los vocales del Consejo de Administración, se establecen los siguientes criterios de retribución para los cargos que se señalan: o Presidente no ejecutivo del Consejo de Administración: percibirá una cantidad fija mensual de 50.000 euros brutos (en lugar de la asignación fija mensual de 15.642,56 euros brutos prevista para los demás vocales). o Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimiento: percibirá una asignación fija mensual por importe de 3.000 euros brutos (adicional a la asignación fija mensual como vocal). o Presidentes del Comité de Nombramiento y Retribuciones y del Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo: percibirán una asignación fija mensual por importe de 2.000 euros brutos (adicional a la asignación fija mensual como vocal). o Consejero Coordinador: percibirá una asignación fija mensual por importe de 2.083 euros brutos (adicional a la asignación fija mensual como vocal) 1 . − Asimismo, los miembros del Consejo de Administración, Consejeros Ejecutivos, por el desempeño de funciones en la Sociedad distintas a las de Consejero, perciben una remuneración conforme a la estructura salarial de la Alta Dirección de ENDESA y cuyos principales componentes son: o Retribución Fija Anual: compensación en metálico de carácter mensual ligada a la complejidad y responsabilidad de las funciones encomendadas. o Retribución Variable a Corto Plazo: retribución en efectivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos anuales fijados a través de los sistemas de evaluación establecidos en la Sociedad. o Retribución Variable a Largo Plazo: retribución en efectivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos plurianuales. o Beneficios y otras Prestaciones Sociales: retribución, normalmente de carácter no monetario, que se percibe de acuerdo con ciertos requisitos o condiciones especiales determinados voluntaria, legal, contractual o convencionalmente. Remuneraciones devengadas por los Consejeros. Durante los ejercicios 2021 y 2020 las remuneraciones devengadas por los Consejeros han sido las siguientes: Miles de Euros Concepto Retributivo Consejeros Importe 2021 2020 Remuneración por Pertenencia al Consejo y/o Comisiones del Consejo 2.235 2.244 Sueldos 960 929 Retribución Variable en Efectivo 848 (1) 1.141 (2) Sistemas de Retribución Basados en Acciones 173 (3) 86 (4) Indemnizaciones - - Sistemas de Ahorro a Largo Plazo 29 485 Otros Conceptos (5) 127 99 TOTAL 4.372 4.984 (1) Correspondiente a la retribución variable a corto plazo devengada y a la retribución variable a largo plazo devengada por un tercio de el Plan de Fidelización 2019-2021 y un tercio de los Planes de Incentivo Estratégico 2020-2022 y 2021-2023. El importe pagado por este concepto ha ascendido a 1.016 miles de euros, correspondiente a la retribución variable a corto plazo (520 miles de euros) y a la retribución variable a largo plazo (496 miles de euros correspondientes al 70% del Plan de Fidelización 2017-2019 y al 30% del Plan de Fidelización 2018-2020). (2) Correspondiente a la retribución variable a corto plazo devengada y a la retribución variable a largo plazo devengada por un tercio de los Planes de Fidelización 2018-2020 y 2019-2021 y un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022. El importe pagado por este concepto ascendió a 1.300 miles de euros, correspondiente a la retribución variable a corto plazo (571 miles de euros) y a la retribución variable a largo plazo (729 miles de euros correspondientes al 30% del Plan de Fidelización 2017-2019 y al 70% del Plan de Fidelización 2016-2018). (3) Correspondiente a la retribución variable a largo plazo devengada por un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022 y por un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2021-2023. (4) Correspondiente a la retribución variable a largo plazo devengada por un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022. (5) Incluye remuneración en especie y seguro de vida. 1 Una vez finalizado el mandato de D. Miquel Roca Junyent, en la pasada Junta General de 30 de abril de 2021, el Consejo de Administración aprobó a propuesta del Comité de Nombramientos y Retribuciones, la no renovación del cargo de Consejero Coordinador atendiendo a la condición de independiente del Presidente del Consejo de Administración. 187 A continuación, se detallan algunos de los importes anteriores en función del cargo ostentado: Remuneración por pertenencia al Consejo y/o Comisiones del Consejo, sueldos y dietas. Durante los ejercicios 2021 y 2020 la retribución dineraria anual de los Consejeros, en función del cargo ostentado en cada caso, ha sido la siguiente: Retribución variable en efectivo. Durante los ejercicios 2021 y 2020 las retribuciones variables del Consejero Delegado, en el desempeño de sus funciones ejecutivas, han sido las siguientes: Miles de Euros 2021 2020 Corto Plazo Largo Plazo Corto Plazo Largo Plazo D. José Bogas Gálvez 520 328 571 570 TOTAL 520 328 (1) 571 570 (2) (1) Correspondiente a la retribución variable a largo plazo, en efectivo, devengada por un tercio de los Planes de Fidelización 2019-2021, y un tercio de los Planes de Incentivo Estratégico 2020-2022 y 2021-2023. El importe pagado por este concepto ha ascendido a 496 miles de euros (30% del Plan de Fidelización 2018- 2020 y 70% del Plan de Fidelización 2017-2019). (2) Correspondiente a la retribución variable a largo plazo, en efectivo, devengada por un tercio de los Planes de Fidelización 2018-2020 y 2019-2021 y un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022. El importe pagado por este concepto ascendió a 729 miles de euros (30% del Plan de Fidelización 2017-2019 y 70% del Plan de Fidelización 2016-2018). Sistemas de ahorro a largo plazo. Durante el ejercicio 2021 la aportación a fondos y planes de pensiones de los Consejeros Ejecutivos ha ascendido a 29 miles de euros (485 miles de euros en el ejercicio 2020). Otros conceptos. El Consejero Ejecutivo y el Presidente, de conformidad con la Política de Remuneraciones de los Consejeros ENDESA, tienen establecido como remuneración en especie, entre otros, una póliza colectiva de asistencia sanitaria con subvención del 100% del coste de la cuota del titular y familiares dependientes, la asignación de automóvil de empresa en régimen de renting, asimismo, en el caso del Consejero Ejecutivo tiene establecidos otros beneficios sociales y dietas. Primas de seguros de vida y accidentes. El Consejero Ejecutivo tienen suscrito a través de la Sociedad un seguro de vida y accidentes que garantiza determinados capitales y/o rentas en función de la contingencia de que se trate (coberturas de incapacidad y fallecimiento). En el ejercicio 2021 el importe de la prima ha ascendido a 71 miles de euros (40 miles de euros en el ejercicio 2020). Miles de Euros 2021 2020 Remuneración por Pertenencia al Consejo y/o Comisiones del Consejo Dietas (2) Sueldos Remuneración por Pertenencia al Consejo y/o Comisiones del Consejo Dietas (2) Sueldos D. Juan Sánchez-Calero Guilarte 624 29 - 604 21 - D. José Bogas Gálvez - - 960 - - 929 D. Francesco Starace - - - - - - D. Alejandro Echevarría Busquet (1) 62 7 - 188 38 - D. Alberto de Paoli - - - - - - D.ª Helena Revoredo Delvecchio - - - 7 - - D. Miquel Roca Junyent (1) 71 16 - 221 47 - D. Ignacio Garralda Ruiz de Velasco 211 33 - 200 43 - D. Francisco de Lacerda 224 43 - 191 43 - D.ª Maria Patrizia Grieco 188 27 - 188 21 - D. Antonio Cammisecra - - - - - - D.ª Eugenia Bieto Caubet 188 50 - 123 24 - D.ª Pilar González de Frutos 188 50 - 123 24 - D.ª Alicia Koplowitz y Romero de Juseu 188 36 - 123 15 - TOTAL 1.944 291 960 1.968 276 929 (1) Causó baja el 30 de abril de 2021. (2) Dietas de asistencia a cada una de las sesiones del Consejo de Administración y a sus Comités. 188 Anticipos y préstamos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 los Consejeros Ejecutivos tienen préstamos por importe de 396 miles de euros de los que 230 miles de euros corresponden a préstamos con un interés medio del 0,0386% y 166 miles de euros a préstamos sin intereses (la subvención de intereses se considera retribución en especie). La amortización del principal se efectuará durante la vida laboral, procediendo a su cancelación total en el momento de causar baja en la empresa. Fondos y planes de pensiones: obligaciones contraídas. A 31 de diciembre de 2021 el Consejero Ejecutivo tienen derechos acumulados en fondos y planes de pensiones por importe de 13.387 miles de euros (12.905 miles de euros a 31 de diciembre de 2020). Garantías constituidas por la Sociedad a favor del Consejero Ejecutivo. A 31 de diciembre de 2021, por lo que a retribuciones se refiere, la Sociedad tiene garantías constituidas mediante aval a favor del Consejero Delegado por importe de 6.527 miles de euros para soportar sus derechos de prejubilación (6.527 miles de euros a 31 de diciembre de 2020). 49.3.2. Retribución de la Alta Dirección. Identificación de los miembros de la Alta Dirección que no son a su vez Consejeros Ejecutivos. Nombre Miembros de la Alta Dirección 2021 Cargo (1) D. Ignacio Jiménez Soler Director General de Comunicación D. Juan María Moreno Mellado Director General de Gestión de la Energía D. Paolo Bondi Director General de Personas y Organización D. Rafael González Sánchez Director General de Generación D. Gianluca Caccialupi (2) Director General de Infraestructuras y Redes D. Jose Manuel Revuelta Mediavilla (3) Director General de Infraestructuras y Redes D. Francisco de Borja Acha Besga Secretario General y del Consejo de Administración, y Director General de Asesoría Jurídica y Asuntos Corporativos D. Javier Uriarte Monereo Director General de Comercialización D. José Casas Marín Director General de Relaciones Institucionales y Regulación D. Pablo Azcoitia Lorente Director General de Medios D. Davide Ciciliato (4) Director General de ENDESA X D. Josep Trabado Farré (5) Director General de ENDESA X D. Gonzalo Carbó de Haya Director General de Nuclear D.ª Patricia Fernández Salís Directora General de Auditoría D. Manuel Fernando Marín Guzmán Director General de ICT Digital Solutions D.ª María Malaxechevarría Grande Directora General de Sostenibilidad D. Ignacio Mateo Montoya Director General de Compras D. Luca Passa Director General de Administración, Finanzas y Control (1) El listado de personas incluidas en este cuadro atiende a la definición de Alta Dirección establecida en la Circular 5/2013, de 12 de junio, de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). (2) Causó baja el 28 de febrero de 2021 y fue sustituido por D. Jose Manuel Revuelta Mediavilla. (3) Causó alta el 1 de marzo de 2021 en sustitución de D. Gianluca Caccialupi. (4) Causó alta el 1 de abril de 2021 en sustitución de D. Josep Trabado Farré. (5) Causó baja el 31 de marzo de 2021 y fue sustituido por D. Davide Ciciliato. 189 Nombre Miembros de la Alta Dirección 2020 Cargo (1) D. Ignacio Jiménez Soler (2) Director General de Comunicación D. Juan María Moreno Mellado Director General de Gestión de la Energía D. Andrea Lo Faso (3) Director General de Personas y Organización D. Paolo Bondi Director General de Personas y Organización D. Rafael González Sánchez Director General de Generación D. Gianluca Caccialupi Director General de Infraestructuras y Redes D. Francisco de Borja Acha Besga Secretario General y del Consejo de Administración, y Director General de Asesoría Jurídica y Asuntos Corporativos D. Javier Uriarte Monereo Director General de Comercialización D. José Casas Marín Director General de Relaciones Institucionales y Regulación D. José Luis Puche Castillejo (4) Director General de Medios D. Pablo Azcoitia Lorente Director General de Medios D. Josep Trabado Farré Director General de ENDESA X D. Gonzalo Carbó de Haya Director General de Nuclear D.ª Patricia Fernández Salís Directora General de Auditoría D. Manuel Fernando Marín Guzmán Director General de ICT Digital Solutions D.ª María Malaxechevarría Grande Directora General de Sostenibilidad D. Ignacio Mateo Montoya (5) Director General de Compras D. Luca Passa Director General de Administración, Finanzas y Control (1) El listado de personas incluidas en este cuadro atiende a la definición de Alta Dirección establecida en la Circular 5/2013, de 12 de junio, de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). (2) Causó alta el 1 de enero de 2020, en sustitución de D. Alberto Fernández Torres. (3) Causó baja el 30 de junio de 2020 y fue sustituido por D. Paolo Bondi. (4) Causó baja el 31 de julio de 2020 y fue sustituido por D. Pablo Azcoitia. (5) Causó alta el 1 de agosto de 2020, en sustitución de D. Pablo Azcoitia. Retribución de la Alta Dirección. Durante los ejercicios 2021 y 2020 la retribución correspondiente a los miembros de la Alta Dirección que no son, a su vez, Consejeros Ejecutivos ha sido la siguiente: Miles de Euros Remuneraciones Recibidas En la Sociedad Por la Pertenencia a Consejos de Administración de Sociedades del Grupo ENDESA 2021 2020 2021 2020 Retribución Fija 5.198 5.568 - - Retribución Variable 3.648 (1) 4.539 (2) - - Dietas - - - - Atenciones Estatutarias - - - - Opciones sobre Acciones y otros Instrumentos Financieros 696 (3) 348 (4) - - Otros 294 1.498 - - TOTAL 9.836 11.953 - - (1) Correspondiente a la retribución variable a corto plazo devengada y a la retribución variable a largo plazo, en efectivo, devengada por un tercio de los Planes de Fidelización 2019-2021 y un tercio de los Planes de Incentivo Estratégico 2020-2022 y 2021-2023. El importe pagado por este concepto ha ascendido a 3.989 miles de euros, correspondiente a la retribución variable a corto plazo (2.314 miles de euros) y a la retribución variable a largo plazo (1.675 miles de euros correspondientes al 30% del Plan de Fidelización 2018-2020 y al 70% del Plan de Fidelización 2017-2019). (2) Correspondiente a la retribución variable a corto plazo devengada y a la retribución variable a largo plazo, en efectivo, devengada por un tercio de los Planes de Fidelización 2018-2020 y 2019-2021 y un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022. El importe pagado por este concepto ha ascendido a 4.950 miles de euros, correspondiente a la retribución variable a corto plazo (2.432 miles de euros) y a la retribución variable a largo plazo (2.518 millones de euros correspondientes al 30% del Plan de Fidelización 2017-2019 y al 70% del Plan de Fidelización 2016-2018). (3) Correspondiente al devengo de la retribución variable a largo plazo, en acciones, devengada por un tercio de los Planes de Incentivo Estratégico 2020-2022 y 2021-2023. (4) Correspondiente al devengo de la retribución variable a largo plazo, en acciones, devengada por un tercio del Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022. Miles de Euros Otros Beneficios En la Sociedad Por la Pertenencia a Consejos de Administración de Sociedades del Grupo ENDESA 2021 2020 2021 2020 Anticipos 294 371 - - Créditos Concedidos 154 154 - - Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones 773 827 - - Fondos y Planes de Pensiones: Obligaciones Contraídas 17.430 21.004 - - Primas de Seguros de Vida y Accidentes 241 150 - - Garantías constituidas por la Sociedad a favor de la Alta Dirección. A 31 de diciembre de 2021 y 2020, por lo que a retribuciones se refiere, la Sociedad no tiene garantías constituidas mediante aval a favor de los Altos Directivos que no son, a su vez, Consejeros Ejecutivos. 190 49.3.3. Cláusulas de garantía: Consejo de Administración y Alta Dirección. Cláusulas de garantía para casos de despido o cambios de control. Este tipo de cláusulas han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones (CNR) y recogen supuestos de indemnización para extinción de la relación laboral y pacto de no competencia postcontractual. En relación al Consejero Delegado, el contrato suscrito con el mismo no prevé indemnización por el cese en su cargo. No obstante lo anterior, cuando el Consejero Delegado cese en su cargo, se extinguirá automáticamente su relación anterior, es decir, su contrato de alto directivo, suspendido desde su nombramiento como Consejero Delegado, en cuyo caso, por la extinción de su relación laboral de Alta Dirección D. José Bogas Gálvez tendrá derecho a percibir una cantidad neta de 6.527 miles de euros, siendo esta cantidad el resultado de reducir la indemnización bruta que tiene consolidada en el importe de las retenciones a cuenta del Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas (IRPF) y, en su caso, las cotizaciones de la Seguridad Social aplicables en la fecha de su abono. Esta cantidad se actualizará al alza según el Índice de Precios de Consumo (IPC) del año anterior. Esta compensación es incompatible con la percepción de cualquier otra indemnización que tenga su origen en la extinción de la relación del consejero. Esta cantidad neta de 6.527 miles de euros incluye el pacto de no competencia post-contractual de dos años, incluido en el contrato de Alta Dirección del Consejero Delegado. Esta indemnización o compensación garantizada es compatible con el sistema de ahorro de prestación definida del Consejero Delegado. La extinción en los supuestos de fallecimiento o jubilación reconocen el derecho del Consejero Delegado o de sus causahabientes a la compensación garantizada Respecto a la Alta Dirección y al personal Directivo, si bien no es habitual este tipo de cláusulas de extinción, en los casos en los que las hay, son de contenido semejante para los supuestos aplicables en el régimen de relación laboral común. El régimen de estas cláusulas es el siguiente: − Extinción: o Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según los casos, de 1 a 3 veces la retribución anual. En la política de Remuneraciones de Consejeros de ENDESA 2021-2023 se establece que cuando se produzcan nuevas incorporaciones a la Sociedad o en ENDESA en la Alta Dirección se establecerá un límite máximo de 2 años de la retribución total y anual devengada, para los pagos por resolución de contrato, incluidos los importes no previamente consolidados de sistemas de ahorro a largo plazo y las cantidades que se abonen en virtud de pactos de no competencia post-contractual, aplicable en cualquier caso, en los mismos términos, a los contratos con Consejeros Ejecutivos. o Por decisión unilateral del Directivo: sin derecho de indemnización, salvo que el desistimiento se base en un incumplimiento grave y culpable de la Sociedad de sus obligaciones o vaciamiento del puesto, cambio de control o demás supuestos de extinción indemnizada previstos en el Real Decreto 1382/1985, de 1 de agosto. o Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a la del punto primero. o Por decisión de la Sociedad basada en una conducta gravemente dolosa y culpable del Directivo en el ejercicio de sus funciones: sin derecho a indemnización. Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la modificación de la relación laboral preexistente o de la extinción de ésta por prejubilación para Altos Directivos. − Pacto de no competencia postcontractual: En la gran mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo cesante que no ejerza una actividad en competencia con ENDESA, durante el periodo de dos años; en contraprestación, el Directivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima de hasta una vez la retribución fija anual. 191 A 31 de diciembre de 2021 y 2020 el número de Consejeros Ejecutivos y Altos Directivos, con cláusulas de garantía, ascendía a 11 personas. 49.3.4. Otra información referente al Consejo de Administración. Con el fin de reforzar la transparencia de las sociedades anónimas cotizadas, los Consejeros comunican, hasta donde alcanza su conocimiento, las participaciones directas o indirectas que, tanto ellos como las partes vinculadas a ellos, tienen en el capital de sociedades con el mismo, análogo o complementario género de actividad al que constituye el objeto social de ENDESA, y comunican igualmente los cargos o las funciones que en ella ejerzan: De conformidad con el artículo 229 de la Ley de Sociedades de Capital, se señalan a continuación las situaciones de conflicto, directo o indirecto, que los miembros del Consejo de Administración han tenido con el interés de la Sociedad durante el ejercicio 2021, así como el tratamiento de los mismos. − El Consejero Ejecutivo, por su condición de Consejero en ENEL Iberia, S.L.U. designado por ENEL, S.p.A. se han encontrado en situaciones de conflicto de interés en la toma de decisiones de operaciones con ENEL, S.p.A. o sociedades del Grupo ENEL hasta el 3 de julio de 2021. En todos los supuestos ocurridos hasta el 3 de julio de 2021 el Consejero Ejecutivo no participó en esos puntos del orden del día de la correspondiente sesión del Consejo de Administración. − Los Consejeros Dominicales, por su condición de Consejeros designados por ENEL, S.p.A. se han encontrado en situaciones de conflicto de interés en la toma de decisiones de operaciones con ENEL, S.p.A. o sociedades del Grupo ENEL hasta el 3 de julio de 2021. En todos los supuestos ocurridos hasta el 3 de julio de 2021 los Consejeros Dominicales no participaron en esos puntos del orden del día de la correspondiente sesión del Consejo de Administración. Diversidad de género: A 31 de diciembre de 2021 el Consejo de Administración de ENDESA, S.A. está integrado por 11 Consejeros, de los cuales 4 son mujeres (13 Consejeros, de los cuales 4 eran mujeres, a 31 de diciembre de 2020). Durante los ejercicios 2021 y 2020 la Sociedad ha dispuesto de pólizas de responsabilidad civil para Consejeros y Altos Directivos por importe bruto de 1.550 miles de euros y 614 miles de euros, respectivamente. Se asegura tanto a los Administradores como al personal de la Sociedad con responsabilidades directivas. Durante los ejercicios 2021 y 2020 no se han producido daños ocasionados por actos u omisiones de los Administradores que hubieran requerido hacer uso de la prima del seguro de responsabilidad civil que éstos tienen suscrita a través de la Sociedad. 31 de Diciembre de 2021 Nombre del Consejero NIF o CIF de la Sociedad Objeto Denominación de la Sociedad Objeto Participación (%) Cargos D. Francesco Starace 00811720580 ENEL, S.p.A. 0,00576855 Consejero Delegado y Director General D. Francesco Starace B85721025 ENEL Iberia, S.L.U. - Presidente D. José Bogas Gálvez B85721025 ENEL Iberia, S.L.U. - Consejero D. Alberto de Paoli 00811720580 ENEL, S.p.A. 0,00059016 Director de Administración, Finanzas y Control D. Antonio Cammisecra 00811720580 ENEL, S.p.A. - Director de Infraestructura y Redes Globales D. Antonio Cammisecra 00811720580 ENEL, S.p.A. - Administrador Único de Global Infrastructure and Networks S.r.l D. Ignacio Garralda 00811720580 ENEL, S.p.A. 0,00027540 - 31 de Diciembre de 2020 Nombre del Consejero NIF o CIF de la Sociedad Objeto Denominación de la Sociedad Objeto Participación (%) Cargos D. Francesco Starace 00811720580 ENEL, S.p.A. 0,00576855 Consejero Delegado y Director General D. Francesco Starace B85721025 ENEL Iberia, S.L.U. - Presidente D. José Bogas Gálvez B85721025 ENEL Iberia, S.L.U. - Consejero D. Alberto de Paoli 00811720580 ENEL, S.p.A. - Director de Administración, Finanzas y Control D. Antonio Cammisecra 00811720580 ENEL, S.p.A. - Director de Infraestructura y Redes Globales D. Antonio Cammisecra 00811720580 ENEL, S.p.A. - Administrador Único de Global Infrastructure and Networks S.r.l D. Ignacio Garralda 00811720580 ENEL, S.p.A. 0,00027540 - 192 49.3.5. Planes de retribución vinculados a la cotización de la acción de ENDESA, S.A. La retribución variable a largo plazo de ENDESA se articula a través de los planes de remuneración a largo plazo, denominados Planes de Fidelización e Incentivo Estratégico, que tiene como principal finalidad fortalecer el compromiso de los empleados, que ocupan posiciones de mayor responsabilidad en la consecución de los objetivos estratégicos del Grupo. El Plan está estructurado a través de programas trienales sucesivos, que se inician cada año desde el 1 de enero de 2010. Desde el año 2014, los Planes tienen previsto un diferimiento del pago y la necesidad de que el Directivo esté en activo en la fecha de liquidación del mismo; y los pagos se realizan en 2 fechas: en el año siguiente a la finalización del Plan se abonará, en su caso, el 30% del incentivo y el 70% restante, en su caso, transcurridos 2 años desde la finalización del Plan. Únicamente, en caso de jubilación o de finalización de contrato de duración determinada, se prevé el cobro de los incentivos finalizados cuyo pago está pendiente, que se realizaría en la fecha que corresponda. Plan de fidelización 2019-2021. En el marco del Plan de Fidelización de ENDESA la Sociedad sometió a la aprobación de la Junta General Ordinaria de Accionistas, celebrada el 12 de abril de 2019, el programa de retribución a largo plazo 2019- 2021. Este programa está vinculado, entre otros indicadores, a la cotización de la acción y están dirigidos al Consejero Delegado y Directivos de ENDESA con responsabilidad estratégica. En concreto, los programas mencionados en el párrafo anterior contemplan los siguientes objetivos: a) Un objetivo denominado “Total Shareholders’ Return of ENDESA (TSR)”, que se define como el valor medio del Total Shareholders’ Return (TSR) de ENDESA respecto al valor medio del Total Shareholders’ Return (TSR) del índice Eurostoxx Utilities, elegido como Grupo comparable, en el periodo de devengo. Este indicador mide el rendimiento total de una acción como la suma de los componentes: i. Las ganancias de capital: la relación entre el cambio en el precio de la acción (la diferencia entre el precio registrado al final y al principio del periodo de referencia) y el valor establecido al comienzo del periodo. ii. Los dividendos reinvertidos: impacto de todos los dividendos pagados en el periodo y reinvertidos en el propio título a la fecha de descuento de cada uno de los mismos. b) Un objetivo denominado "Return On Average Capital Employed" (ROACE) 2 , que se define como el valor acumulado del ROACE de ENDESA en el periodo de devengo, representado por la relación entre el Resultado de Explotación Ordinario (EBIT Ordinario) 3 y el Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio) 4 en forma acumulada en el periodo de devengo. c) Desde el Plan 2018 se incluye un objetivo de reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ). Este indicador mide las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) de ENDESA en España y Portugal, entendidas como el ratio existente entre las emisiones absolutas de dióxido de carbono (CO 2 ) debidas a la generación eléctrica de ENDESA y la producción neta total de ENDESA para dicho año. Existe un control expost de la retribución variable a largo plazo, ya que está prevista una cláusula (“malus”) que permite a la Sociedad no pagar la retribución variable devengada y todavía no percibida, así como una cláusula (“clawback”) que obliga a los partícipes de estos planes a la restitución de la retribución variable percibida en caso de que los datos que sirvieron de base para su cálculo o abono se demostraran, con posterioridad a la liquidación del incentivo, manifiestamente erróneos. El Comité de Nombramientos y Retribuciones (CNR) podrá proponer al Consejo de Administración el no pago o la reclamación del reembolso de los componentes variables si se verifica que el pago se realizó atendiendo a datos cuya inexactitud quede acreditada con posterioridad. 2 "Return On Average Capital Employed" (ROACE) (%) = Resultado de Explotación Ordinario (EBIT Ordinario) / Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio). 3 Resultado de Explotación Ordinario (EBIT Ordinario) (Millones de Euros) = Resultado de Explotación (EBIT) corregido de efectos extraordinarios no presupuestados. 4 Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio) (Millones de Euros) = ((Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta - Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes) n + (Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta - Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes) n-1 ) / 2. 193 Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022. Con fecha 5 de mayo de 2020 la Junta General Ordinaria de Accionistas de ENDESA, S.A. ha aprobado el Plan de Retribución variable a largo plazo denominado “Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022” que tiene como principal finalidad recompensar la contribución al cumplimiento sostenible del Plan Estratégico de las personas que ocupan posiciones de mayor responsabilidad, y entre las que se incluyen los Consejeros Ejecutivos de ENDESA, S.A. Las principales características de este plan son las siguientes: − El periodo de desempeño será de tres años, a contar desde el 1 de enero de 2020. − El Incentivo prevé la asignación de un incentivo compuesto por el derecho a percibir: (i) un número de acciones ordinarias de ENDESA, S.A. y (ii) una cantidad dineraria, referenciados a un incentivo base (target), sujeto a las condiciones y posibles variaciones en virtud del mecanismo del Plan. − El Plan tiene previsto un diferimiento del pago: en el año siguiente a la finalización del Plan se abonará, en su caso, el 30% del incentivo y el 70% restante, en su caso, transcurridos dos años desde la finalización del Plan. Con respecto al total del incentivo devengado, el Plan prevé que hasta el 50% del incentivo base (target) se desembolse íntegramente en acciones. La cantidad dineraria a satisfacer se calcula como la diferencia entre el importe total del incentivo devengado y la parte a pagar en acciones. El devengo del “Incentivo Estratégico 2020-2022” está vinculado al cumplimiento de tres objetivos durante el periodo de desempeño: a) Evolución del “Total Shareholder Return” (TSR) medio de ENDESA, S.A. respecto a la evolución del Total Shareholder Return (TSR) medio del índice Eurostoxx Utilities, elegido como Grupo comparable. Este parámetro tiene una ponderación del 50% en el total del incentivo. b) Objetivo de rentabilidad sobre el capital medio empleado (“Return on Average Capital Employed” (ROACE)) acumulado en el periodo de devengo. El objetivo del capital medio empleado acumulado de ENDESA representa la relación entre el Resultado Operativo Ordinario (EBIT Ordinario) y el Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio) de forma acumulada en el periodo 2020-2022. Este parámetro tiene una ponderación del 40% en el total del incentivo. c) Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) de ENDESA. Este parámetro tiene una ponderación del 10% en el incentivo. Para cada uno de los objetivos se establece un nivel de entrada a partir del cual se consideraría cumplido el objetivo y dos niveles de sobrecumplimiento: la consecución por encima del primer nivel equivale a un 150%; y la consecución por encima del segundo nivel equivale al cumplimiento máximo del 180%. Por tanto, el nivel de retribución variable se situaría entre el 0% y el 180% del incentivo base. Plan de Incentivo Estratégico 2021-2023. Con fecha 30 de abril de 2021 la Junta General Ordinaria de Accionistas de ENDESA, S.A. ha aprobado el Plan de Retribución variable a largo plazo denominado “Plan de Incentivo Estratégico 2021-2023”: La finalidad y las características de este Plan son iguales al “Plan de Incentivo Estratégico 2020-2022” descrito en el apartado anterior, las diferencias son el periodo de desempeño y los objetivos a los que está vinculado su devengo. De acuerdo con lo anterior, el devengo del “Incentivo Estratégico 2021-2023” está vinculado al cumplimiento de cuatro objetivos durante el periodo de desempeño, que será de tres años, a contar desde el 1 de enero de 2021: a) Evolución del “Total Shareholder Return” (TSR) medio de ENDESA, S.A. respecto a la evolución del Total Shareholder Return (TSR) medio del índice Eurostoxx Utilities, elegido como Grupo comparable. Este parámetro tiene una ponderación del 50% en el total del incentivo. 194 b) Objetivo de rentabilidad sobre el capital medio empleado (“Return on Average Capital Employed” (ROACE)) 5 acumulado en el periodo de devengo. El objetivo del capital medio empleado acumulado de ENDESA representa la relación entre el Resultado Operativo Ordinario (EBIT Ordinario) 6 y el Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio) 7 de forma acumulada en el periodo 2021-2023. Este parámetro tiene una ponderación del 25% en el total del incentivo. c) Capacidad instalada neta de fuentes renovables, representado por la relación entre la capacidad instalada neta de fuentes renovables y la capacidad instalada neta total acumulada en ENDESA en 2023 (véase Nota 5.2). Este parámetro tiene una ponderación del 15% en el total del incentivo. d) Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) de ENDESA (véase Nota 5.2). Este parámetro tiene una ponderación del 10% en el incentivo. El importe devengado por los Planes vigentes durante el ejercicio 2021 ha sido de 4 millones de euros (5 millones de euros en el ejercicio 2020), correspondiendo 1 millón de euros a la estimación de los pagos basados en acciones que se liquidarán en instrumentos de patrimonio (1 millón en el ejercicio 2020). El epígrafe “Otros Instrumentos de Patrimonio Neto” del Patrimonio Neto del Balance de Situación recoge los movimientos del ejercicio 2021 siendo el saldo a 31 de diciembre de 2021 de 2 millones de euros. 50. Compromisos de adquisición y garantías comprometidas con terceros y otros compromisos. A 31 de diciembre de 2021 y 2020 existen garantías prestadas frente a terceros por los siguientes conceptos e importes e información relativa a compromisos futuros de compra con el siguiente detalle: Millones de Euros Notas 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Garantías prestadas frente a terceros: Inmovilizado Material en Garantía por la Financiación Recibida 20.3, 35.1.13 y 43.4.3 84 79 Contratos a Corto y Largo Plazo de Gas 175 135 Contratos de Energía 61 33 Contrato de Arrendamiento del Buque Metanero 152 140 Contratos para operar en Mercados Financieros 40 - Empresas Asociadas, Negocios Conjuntos y sociedades de Operación Conjunta 49.2 - - TOTAL (1) 512 387 Compromisos Futuros de Compra: Inmovilizado Material 20.2 1.064 1.211 (2) Activo Intangible 23.2 19 19 Prestación de Servicios 27.1 25 28 Compras de Materias Energéticas y otras: 32.2 19.766 14.722 Materias Energéticas 19.487 14.606 Electricidad 251 20 Derechos de Emisión de Dióxido de Carbono (CO 2 ) 28 96 TOTAL 20.874 15.980 (1) No incluye avales bancarios frente a terceros. (2) Incluye 191 millones de euros a 31 de diciembre de 2020, relativos a activos por derechos de uso. ENDESA considera que los pasivos adicionales que pudieran originarse por los avales prestados a 31 de diciembre de 2021, si los hubiera, no serían significativos. No existen compromisos adicionales a los descritos en las Notas 20, 23, 32 ,33 y 43.1.3 de estas Cuentas Anuales Consolidadas. Los Administradores de la Sociedad consideran que ENDESA podrá atender dichos compromisos por lo que estiman que no se derivarán contingencias significativas por este motivo. 5 “Return On Average Capital Employed” (ROACE) (%) = Resultado de Explotación Ordinario (EBIT Ordinario) / Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio). 6 Resultado de Explotación Ordinario (EBIT Ordinario) (Millones de Euros) = Resultado de Explotación (EBIT) corregido de efectos extraordinarios no presupuestados. 7 Capital Neto Invertido Medio (CIN Medio) (Millones de Euros) = ((Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta - Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes) n + (Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta - Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes) n-1 ) / 2. 195 51. Retribución de auditores. Los honorarios correspondientes a los servicios prestados por la empresa auditora KPMG Auditores, S.L. y otras entidades de KPMG de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020, con independencia del momento de su facturación, son los siguientes: 52. Plantilla. 52.1. Plantilla final. El detalle de la plantilla final de ENDESA es el siguiente: Miles de Euros 2021 2020 Por Servicios de Auditoría 1.693 1.683 Por otros Servicios de Verificación Contable (1) 732 606 Por otros Servicios - - TOTAL 2.425 2.289 (1) Correspondientes a revisiones limitadas de Estados Financieros Intermedios, informes de procedimientos acordados y de conformidad en relación a emisiones de valores, servicios prestados por KPMG Auditores, S.L. y otras entidades de KPMG a ENDESA, S.A. y sus sociedades controladas. Número de Empleados Plantilla Final 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Directivos 196 52 248 217 54 271 Mandos Intermedios 2.421 1.236 3.657 2.380 1.152 3.532 Personal de Administración y Gestión y Operarios 4.277 1.076 5.353 4.638 1.150 5.788 TOTAL EMPLEADOS 6.894 2.364 9.258 7.235 2.356 9.591 Número de Empleados Plantilla Final 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Generación y Comercialización 3.824 1.213 5.037 3.596 1.041 4.637 Distribución 2.358 470 2.828 2.503 440 2.943 Estructura y Otros (1) 712 681 1.393 1.136 875 2.011 TOTAL EMPLEADOS 6.894 2.364 9.258 7.235 2.356 9.591 (1) Estructura y Servicios. Número de empleados Plantilla Final 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 Menores de 30 años 506 352 Entre 30 y 50 años 5.565 5.264 Mayores de 50 años 3.187 3.975 TOTAL EMPLEADOS 9.258 9.591 Número de empleados Plantilla Final 31 de Diciembre de 2021 31 de Diciembre de 2020 España 9.242 9.577 Portugal 16 14 TOTAL EMPLEADOS 9.258 9.591 196 52.2. Plantilla media. El detalle de la plantilla media de ENDESA es el siguiente: Número de Empleados Plantilla Media 2021 2020 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Directivos 206 52 258 221 54 275 Mandos Intermedios 2.365 1.169 3.534 2.334 1.120 3.454 Personal de Administración y Gestión y Operarios 4.393 1.086 5.479 4.833 1.159 5.992 TOTAL EMPLEADOS 6.964 2.307 9.271 7.388 2.333 9.721 Número de Empleados Plantilla Media 2021 2020 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Generación y Comercialización 3.862 1.185 5.047 3.937 1.092 5.029 Distribución 2.390 448 2.838 2.498 434 2.932 Estructura y Otros (1) 712 674 1.386 953 807 1.760 TOTAL 6.964 2.307 9.271 7.388 2.333 9.721 (1) Estructura y Servicios. El número medio de personas empleadas en los ejercicios 2021 y 2020 por las sociedades de Operación Conjunta es 801 y 824, respectivamente. El detalle del número medio de personas empleadas en los ejercicios 2021 y 2020 con discapacidad mayor o igual al 33% es el siguiente: 53. Activos y pasivos contingentes. A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas los principales litigios o arbitrajes en los que se hallan incursas las sociedades de ENDESA son los siguientes: − Existen, principalmente, dos procedimientos judiciales en curso contra Edistribución Redes Digitales, S.L.U., relacionados con el incendio forestal ocurrido en Aguilar de Segarra (Barcelona) con fecha 18 de julio de 1998, de los que pudiera resultar la obligación de atender diversas reclamaciones por daños y perjuicios por importe de 8 millones de euros. − El 11 de mayo de 2009 el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital (actualmente Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico) dictó Orden Ministerial por la que impuso cuatro sanciones por valor acumulado de 15 millones de euros a ENDESA Generación, S.A.U., como explotador responsable de la Central Nuclear Ascó I, en relación con la liberación de partículas radiactivas en dicha central en diciembre de 2007, por la comisión de cuatro infracciones graves tipificadas por la Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear. Tal Orden Ministerial fue recurrida ante la Audiencia Nacional, la cual, Número de Empleados Plantilla Media con Discapacidad (1) 2021 2020 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Directivos 1 - 1 1 - 1 Mandos Intermedios 18 4 22 17 4 21 Personal de Administración y Gestión y Operarios 40 15 55 45 15 60 TOTAL EMPLEADOS 59 19 78 63 19 82 (1) Mayor o igual al 33%. Número de Empleados Plantilla Media con Discapacidad (1) 2021 2020 Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Generación y Comercialización 24 9 33 27 10 37 Distribución 23 1 24 25 1 26 Estructura y Otros (2) 12 9 21 11 8 19 TOTAL 59 19 78 63 19 82 (1) Mayor o igual al 33%. (2) Estructura y Servicios. 197 mediante Auto de 1 de diciembre de 2009, acordó la suspensión cautelar de la ejecutividad de la Resolución impugnada, quedando prestado ante dicho Tribunal aval bancario por el importe de la sanción impuesta. − Las autorizaciones administrativas de los parques eólicos Peña del Gato y Valdesamario, titularidad de Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U. (Sociedad 100% de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE)) fueron anuladas mediante Sentencias del Tribunal Supremo de 13 de julio de 2015 y 5 de mayo de 2017, respectivamente, por entender que la tramitación de la Declaración de Impacto Ambiental no fue realizada correctamente. También fueron anuladas, por el mismo motivo, las licencias municipales otorgadas por los Ayuntamientos de Valdesamario y Riello para el Parque Eólico de Valdesamario (Sentencia del Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León de 26 de junio de 2017 y Sentencia del Juzgado Contencioso Administrativo de León de 30 de mayo de 2017, ambas firmes) así como las infraestructuras de evacuación de los parques (Sentencias del Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León de 13 y 19 de marzo de 2018, que fueron impugnadas ante el Tribunal Supremo por su titular, Promociones Energéticas del Bierzo, S.L.U. (Sociedad 100% de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE)), habiendo el Tribunal Supremo inadmitido los tres recursos de casación interpuestos mediante Autos de 20 de diciembre de 2018 y 31 de enero de 2019) y la aprobación del proyecto de la subestación eléctrica de transformación (SET) Ponjos (Sentencia del Juzgado Contencioso Administrativo 1 de León de 31 de mayo de 2017, impugnada por Promociones Energéticas del Bierzo, S.L.U., recurrida en apelación, habiéndose estimado dicho recurso mediante Sentencia del Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León de 1 de julio de 2021. En lo que respecta al parque eólico Peña del Gato, se obtuvo una nueva autorización administrativa con fecha 8 de mayo de 2017 (tras volver a tramitar el proyecto subsanando los defectos de su evaluación ambiental) y las instalaciones se pusieron en marcha con fecha 3 de enero de 2018 (14 máquinas), y las restantes 11 máquinas con fecha 4 de abril de 2018, tras recibir el permiso de ocupación de montes modificado para ajustarse a la nueva autorización administrativa. En incidente de ejecución de Sentencia, el Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León ha anulado la nueva autorización administrativa concedida mediante Auto de 30 de julio de 2018, por entender que se ha dictado con la finalidad de eludir la Sentencia del Tribunal Superior de Justicia de 13 de julio de 2015. Contra dicho Auto se interpuso recurso de reposición por parte de la Junta de Castilla y León y de Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U., que fue desestimado mediante Auto de 21 de diciembre de 2018, habiéndose interpuesto contra dicho Auto, por Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U., recurso de casación ante el Tribunal Supremo, el cual fue inadmitido a trámite mediante Providencia de 3 de julio de 2019. El parque eólico Peña del Gato se vio obligado a paralizar de nuevo su funcionamiento en mayo de 2019, como consecuencia de la paralización de la infraestructura de evacuación. En la actualidad, se encuentra en tramitación la solicitud de una nueva autorización administrativa para el mismo. Con fecha 26 de octubre de 2021 se dio traslado a Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U. del escrito presentado ante el Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León por parte de la asociación “Plataforma para la Defensa de la Cordillera Cantábrica”, por el que se solicita la paralización de la tramitación de la nueva autorización administrativa y la realización de una prueba pericial ambiental, todo ello en el marco del incidente de ejecución de la Sentencia que anuló la autorización administrativa del parque eólico Peña del Gato. Tanto Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U., como la Junta de Castilla y León se han opuesto a la referida solicitud, que se encuentra pendiente de Resolución por parte del Tribunal. En relación con el parque eólico Valdesamario, también paralizado en la actualidad, Energías Especiales del Alto Ulla, S.A.U. solicitó igualmente la nueva tramitación de la autorización administrativa, y se solicitará que se vuelvan a tramitar las licencias anuladas. En relación con las infraestructuras de evacuación y la subestación eléctrica de transformación (SET) Ponjos, instalaciones que como se ha indicado se encuentran igualmente paralizadas, Promociones Energéticas del Bierzo, S.L.U. ha solicitado ante la Junta de Castilla y León que se tramite la concesión de una nueva autorización administrativa y declaración de utilidad pública; asimismo, con fecha 16 de mayo de 2019 se han instado ante el Juzgado Contencioso Administrativo de León sendos incidentes de ejecución de las Sentencias de la línea de alta tensión y su modificado, en los que se solicita que se permita que las infraestructuras estén en funcionamiento mientras se sustancia el procedimiento administrativo incoado ante la Junta. Dichos incidentes han sido admitidos mediante Providencias de 27 de agosto de 2020 y 29 de septiembre de 2020, por lo que la infraestructura se encuentra actualmente en funcionamiento. 198 − El Tribunal Supremo dictó varias Sentencias en los recursos interpuestos por ENDESA, S.A. (y otras empresas del Sector Eléctrico) contra la obligación de financiar el Bono Social establecida en el antiguo artículo 45.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (declarado inaplicable por resultar incompatible con la Directiva 2009/72/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, según establecen las Sentencias del Tribunal Supremo de 24 de octubre de 2016, de 25 de octubre de 2016 y de 2 de noviembre de 2016). El Tribunal Supremo reconoció el derecho de ENDESA, S.A. a ser indemnizada por las cantidades abonadas en concepto de Bono Social en aplicación de dicha normativa declarada inaplicable, de manera que se le reintegrasen todas las cantidades que hubiera abonado por ese concepto, más los intereses legales correspondientes. La Administración promovió incidentes de nulidad contra dichas Sentencias, pero el Tribunal Supremo los desestimó. Ante dicha desestimación, la Administración interpuso sendos recursos de amparo ante el Tribunal Constitucional, que falló a favor de la Administración, obligando al Tribunal Supremo a retrotraer las actuaciones del recurso de modo que el Tribunal Supremo presentase una cuestión prejudicial (pregunta previa a dictar Sentencia) sobre la aplicabilidad al caso del derecho comunitario. ENDESA, S.A. presentó alegaciones ante el Tribunal Constitucional primero y luego ante el Tribunal Supremo sosteniendo que las Sentencias del Tribunal Supremo no han vulnerado el derecho de la Administración a la tutela judicial efectiva sin indefensión y al proceso con todas las garantías (véanse Notas 6 y 10.3), por lo que la decisión anulatoria del Tribunal Supremo en nada se había visto afectada y debería ratificarse. Con fecha 17 de julio de 2019 el Tribunal Supremo, en procedimiento seguido por otra empresa del sector, ha notificado Auto con las dos preguntas que hace al Tribunal Europeo. En la argumentación de dichas preguntas sostiene que la obligación de financiación del Bono Social no es proporcional ni transparente (artículo 3.2 de la Directiva eléctrica) y que para el Tribunal Supremo el asunto es claro: no tiene duda de la certeza de su Sentencia anulatoria del sistema de financiación del Bono Social que el Tribunal Constitucional anuló por el recurso de amparo. Cinco magistrados del Tribunal Supremo han votado ese Auto pero uno ha emitido voto particular en contra de la decisión mayoritaria, sosteniendo que el Bono Social era una obligación de servicio público proporcional y transparente. En la tramitación de la cuestión prejudicial por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (UE) no se ha acordado la celebración de la vista, habiendo dirigido en su lugar el Tribunal tres preguntas a las partes personadas sobre las cuestiones que a su juicio requieren este pronunciamiento. Las distintas respuestas fueron evacuadas en el mes de noviembre de 2020.Con fecha 14 de octubre de 2021 el Tribunal de Justicia dictó Sentencia, indicando que el artículo 3.2 de la Directiva 2009/72, de 13 de julio, se opone a que el coste de una obligación de servicio público, consistente en suministrar electricidad a tarifa reducida a determinados consumidores vulnerables, se haga recaer únicamente en las matrices de grupos de sociedades verticalmente integrados o, en su caso, sociedades que desarrollen simultáneamente las actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica ya que dicha distinción conduce a una diferencia de trato que no está justificada de manera objetiva. Tras la Sentencia dictada por el Tribunal de Justicia contestando a la cuestión prejudicial planteada y alegaciones formuladas por ENDESA y restantes partes, el Tribunal Supremo ha dictado Sentencia confirmando lo ya indicado en su Sentencia previa de 24 de octubre de 2016. En particular, el Tribunal Supremo, mediante Sentencia de 21 de diciembre de 2021, declara la inaplicabilidad del régimen de financiación del Bono Social previsto en el artículo 45.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico por ser contrario al artículo 3.2 de la Directiva 2009/72, de 13 de julio, y declara, a su vez, la nulidad del Real Decreto 968/2014, de 21 de noviembre. − En junio de 2017, la Dirección de Competencia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) acordó la incoación del expediente sancionador contra Energía XXI Comercializadora de Referencia S.L.U. por una posible vulneración del artículo 3 de la Ley 15/2007, de 3 de julio, de Defensa de la Competencia (LDC) consistente en la utilización de la factura de los clientes acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) o a la Tarifa de Último Recurso (TUR) para publicitar los servicios ofrecidos por la comercializadora libre de ENDESA. Tras la instrucción del expediente sancionador, el envío de la propuesta de Resolución y la remisión de las correspondientes alegaciones por parte de Energía XXI Comercializadora de Referencia S.L.U., con fecha 20 de junio de 2019 se ha dictado la Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por la que se acuerda imponer una sanción a Energía XXI Comercializadora de Referencia S.L.U. de 5 millones de euros por un supuesto acto de competencia desleal contrario al artículo 3 de la Ley 15/2007, de 3 de julio, de Defensa de la Competencia (LDC) y al artículo 4 de la Ley 3/1991, de 10 de enero, de Competencia Desleal (LCD). Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), Energía XXI Comercializadora de Referencia S.L.U. habría aprovechado un canal privilegiado (factura emitida a clientes acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) o a la Tarifa de Último Recurso (TUR)), no 199 accesible a otros competidores, para lanzar publicidad de servicios propios de mercado libre a un colectivo supuestamente vulnerable, los consumidores de mercado regulado. Con fecha 31 de julio de 2019, Energía XXI Comercializadora de Referencia S.L.U. interpuso recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional, con solicitud de suspensión cautelar de la ejecución de la Resolución sancionadora, entre otras cuestiones, porque considera que (i) la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) funda sus conclusiones en meras presunciones no probadas, (ii) la conducta de Energía XXI Comercializadora de Referencia S.L.U. no reúne los requisitos necesarios para ser considerado un acto contrario a la buena fe y (iii) tampoco se ha logrado acreditar que la conducta imputada tuviera un impacto sobre la competencia y el interés público, susceptible de ser sancionado bajo el artículo 3 de la Ley 15/2007, de 3 de julio, de Defensa de la Competencia (LDC). El asunto está pendiente de Sentencia por parte de la Audiencia Nacional, habiéndose presentado ya los correspondientes escritos de conclusiones. − Con fecha 2 de marzo de 2018 se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE), la Decisión dictada por la Comisión Europea de 27 de noviembre de 2017 en el asunto SA.47.912 (2017/NN), “environmental incentive for coal-fired power plants”. Mediante dicha Decisión, la Dirección General de Competencia de la Comisión Europea ha iniciado un procedimiento de investigación formal ex artículo 108.2 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE), con el objeto de determinar si el incentivo a la inversión medioambiental para las centrales de carbón previsto en la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, constituye una ayuda de Estado compatible con el mercado interior. Según el tenor literal de la Decisión, la Comisión Europea ha alcanzado la conclusión preliminar de que dicho incentivo constituye una ayuda estatal en el sentido del artículo 107.1 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (UE) y tiene dudas sobre su compatibilidad con el mercado interior. Con fecha 13 de abril de 2018, ENDESA Generación S.A.U., en su condición de tercero interesado en el procedimiento, remitió escrito de alegaciones al objeto de defender que el incentivo a la inversión medioambiental no constituye una ayuda de Estado y, subsidiariamente, para el supuesto hipotético de que la Comisión Europea llegara a la conclusión contraria, que ésta es compatible con el mercado interior. Posteriormente, en julio 2018, Gas Natural SDG, S.A. presentó recurso ante el Tribunal General contra la Decisión de la Comisión Europea de apertura de un procedimiento de investigación formal, estando el asunto actualmente pendiente de Resolución. Con fecha 8 de septiembre de 2021, el Tribunal General publicó Sentencia desestimando el recurso presentado por Naturgy. Por su parte, Naturgy ha recurrido dicha Sentencia ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (UE). El procedimiento administrativo ante la Comisión Europea sigue su curso, sin que éste esté sujeto a un plazo máximo de resolución por cuanto se trata de un procedimiento de investigación de una ayuda no notificada. − Con fecha 14 de diciembre de 2020, la Dirección de Competencia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha notificado a ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) y a su matriz, ENDESA Generación, S.A.U., la incoación de un expediente sancionador por presunto abuso de posición de dominio por parte de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) en el mercado de acceso y conexión a la red de transporte en determinados nudos con efectos en el mercado conexo de generación eléctrica. Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) habría, supuestamente, aprovechado su condición de Interlocutor Único de Nudo (IUN) para favorecer a empresas de su mismo Grupo en perjuicio de terceras empresas generadoras. ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) ha remitido alegaciones indicando que lejos de existir prácticas abusivas, se trata de un problema generalizado derivado de las deficiencias regulatorias actualmente existentes en lo que a la figura del Interlocutor Único de Nudo (IUN) se refiere. A su vez, se ha puesto de manifiesto que ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) no tiene posición de dominio en el mercado de acceso y conexión a la red de transporte, ni tampoco la figura del Interlocutor Único de Nudo (IUN) tiene conferidas facultades de decisión, ni margen de apreciación alguno en el proceso de tramitación de acceso a la red, tal y como ha sido reconocido por la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en numerosos casos y así está recogido en la normativa sectorial que confiere al Operador del Sistema la facultad exclusiva para atender y analizar las solicitudes de conexión a la red de transporte. Por lo demás, ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) considera que no se ha producido efecto exclusionario, ni cierre de mercado alguno debiéndose excluir, de pleno, la supuesta práctica abusiva. En diciembre de 2021, la Comisión Nacional de los Mercados y la 200 Competencia (CNMC) ha notificado pliego de concreción de hechos por el que considera que ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) ha incurrido en dos infracciones muy graves por abuso de posición de dominio en el mercado de acceso a la red de transporte en los nudos ubicados en las subestaciones de Tajo de la Encantada y Lastras. ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) ha formulado, de nuevo, alegaciones por cuanto considera que ni tiene posición de dominio en dicho mercado, ni mucho menos, ha abusado de dicha posición, ni tampoco ha generado un efecto exclusión en perjuicio de otros competidores. − Con fecha 31 de mayo de 2016, ENDESA inició reclamación patrimonial contra la Administración General del Estado por haber aplicado ésta una norma ilegal, la Orden ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, anulada por Sentencia del Tribunal Supremo, que le había causado un daño, la minoración de su retribución como sociedad generadora en el importe de la internalización de los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO 2 ) gratuitamente asignados por el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA), que no tiene el deber jurídico de soportar. ENDESA solicitó el pago de 285 millones de euros, de los cuales 188 millones de euros corresponden a contratos bilaterales físicos y 97 millones de euros a contratos bilaterales físicos asimilados. El recurso contencioso-administrativo contra la desestimación presunta se interpuso ante la Audiencia Nacional con fecha 3 de marzo de 2017, y el 12 de febrero de 2020 dicta Sentencia por la que estima la concurrencia de la responsabilidad patrimonial si bien circunscribe la estimación al importe correspondiente, únicamente, a los contratos bilaterales físicos, entendiendo que la Sentencia del Tribunal Supremo que anuló la Orden ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, de la cual se hace derivar la responsabilidad patrimonial, se refiere exclusivamente a éstos. Dicha Sentencia establece que la determinación de las cantidades objeto de la indemnización, y su actualización serán determinadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El Abogado del Estado recurrió en casación el 4 de septiembre de 2020, y el 30 de octubre de 2020 ENDESA, presentó escrito por el que se opuso a su admisión. Con fecha 12 de febrero de 2021, se notificó la Providencia del día anterior por la que el Tribunal Supremo inadmite el recurso de casación preparado por la Administración General del Estado. Al no haber interpuesto el Abogado del Estado ningún incidente o recurso, ENDESA ha solicitado directamente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que cumpla la Sentencia aportando a la Audiencia Nacional el cálculo del importe final de la indemnización a pagar a ENDESA. ENDESA ha instado con fecha 10 de junio de 2021 la ejecución de esta Sentencia ante la Audiencia Nacional. Con fecha 27 de octubre de 2021 y, posteriormente, con fecha 23 de diciembre de 2021, ENDESA ha presentado nuevos escritos ante la Audiencia Nacional instando la ejecución de la Sentencia. Se ha aportado, a su vez, informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de 30 de noviembre de 2021, en el que se cuantifica el importe indemnizatorio adeudado en este asunto. − Está en curso un litigio relativo a las actas incoadas por la Inspección en 2017 a ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) en relación con el Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2010 a 2013. El principal tema en discusión se refiere a la aplicación o no del régimen de neutralidad fiscal a la fusión de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) por absorción de ENEL Unión Fenosa Renovables, S.A. (EUFER) en 2011. El pasado 10 de diciembre de 2019 se obtuvo Resolución desestimatoria del Tribunal Económico-Administrativo Central relativo al Impuesto sobre Sociedades del ejercicio 2011 (en lo que respecta a la posición de ENEL Green Power España, S.L.U. (EGPE) como sucesora de ENEL Unión Fenosa Renovables, S.A. (EUFER)) se ha decidido interponer recurso ante la Audiencia Nacional. Asimismo, el 16 de junio de 2020 se ha recibido Resolución estimatoria parcial para el Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2010 a 2013, donde se discuten los efectos de la aplicación del régimen de neutralidad fiscal en ese periodo, que, de igual manera, se ha decidido seguir recurriendo ante la Audiencia Nacional. La contingencia asociada al proceso no es determinable a priori, en la medida en que se deben evaluar los impactos asociados a las revalorizaciones de activos que tendrían lugar como consecuencia de la aceptación del criterio de la Administracion. Se dispone de un aval que garantiza la suspensión de la deuda. 201 − El 9 de julio de 2018 se notificaron a ENDESA, S.A. los Acuerdos de Liquidación definitivos del Impuesto sobre Sociedades (IS) y del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) de los Grupos de Consolidación Fiscal de Impuesto sobre Sociedades (IS) e Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) a los que pertenece ENDESA, S.A. relativos al proceso de Inspección de los ejercicios 2011 a 2014, los cuales fueron recurridos en fecha 27 de julio de 2018 ante el Tribunal Económico-Administrativo Central. El 28 de enero de 2022 se ha recibido Resolución estimatoria parcial para el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA), que se ha decidido seguir recurriendo ante la Audiencia Nacional, quedando pendiente de Resolución la parte relativa al Impuesto sobre Sociedades (IS). Los conceptos objeto de discusión tienen su origen, principalmente, en la diferencia de criterio sobre la deducibilidad de gastos por desmantelamiento de centrales, de determinados gastos financieros y de determinadas pérdidas derivadas de la transmisión de participaciones del periodo inspeccionado y sobre la deducibilidad del Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) en aplicación de la regla de la prorrata. La contingencia asociada al proceso es de 60 millones de euros. Se dispone de un aval que garantiza la suspensión de la deuda. − En relación con el proceso de Inspección de los ejercicios 2015 a 2018 se han recibido Acuerdos de Liquidación definitivos del Impuesto sobre Sociedades (IS) y el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) de los Grupos de Consolidación Fiscal de Impuesto sobre Sociedades (IS) e Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) a los que pertenece ENDESA, S.A. y de Retenciones a cuenta del Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas de cada una de las sociedades inspeccionadas. Los Acuerdos han sido recurridos ante el Tribunal Económico-Administrativo Central. Los conceptos objeto de discusión tienen su origen, principalmente, en la diferencia de criterio sobre la deducibilidad de determinados gastos financieros del periodo inspeccionado, y en el rechazo de parte de la deducción por Investigación, Desarrollo e Innovación Tecnológica acreditada. La contingencia asociada al proceso es de 51 millones de euros. Se dispone de un aval que garantiza la suspensión de la deuda. − Tras un importante número de reuniones de la Comisión Negociadora del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA” iniciadas en octubre de 2017, que se desarrollaron durante todo 2018 y ante la imposibilidad de llegar a un acuerdo, la Dirección de ENDESA comunicó a los trabajadores y sus representantes que, con efectos desde el 1 de enero de 2019, debía considerarse terminada la vigencia del “IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA” así como la de los llamados “Acuerdo Marco de Garantías” y “Acuerdo sobre Medidas Voluntarias de Suspensión o Extinción de Contratos de Trabajo en el periodo 2013-2018”, aplicándose desde esa fecha la normativa laboral general, así como los criterios jurisprudenciales establecidos en la materia. La diferente interpretación de ENDESA y la representación sindical de los trabajadores sobre los efectos de la terminación de la aplicación del “IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, particularmente en lo que a los beneficios sociales del personal pasivo se refiere, determinó la presentación por parte de los sindicatos con representación en las sociedades de ENDESA, de una demanda de conflicto colectivo ante la Audiencia Nacional a principios del año 2019. Con fecha 26 de marzo de 2019 se dictó Sentencia en la que la Audiencia Nacional dio la razón a ENDESA, declarando válida la interpretación de la Compañía que reconoce la legalidad de la finalización de la aplicación de ciertos beneficios sociales al colectivo pasivo como consecuencia de la extinción del “IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Si bien dicha Sentencia es plenamente ejecutiva, los sindicatos con representación en las sociedades de ENDESA presentaron en abril de 2019 un recurso de casación ante el Tribunal Supremo contra la misma. En diciembre de 2019 el sindicato mayoritario en ENDESA, Unión General de Trabajadores (UGT), acordó desistir del citado Recurso como consecuencia de haberse sometido voluntariamente a un arbitraje en equidad para la resolución de determinados aspectos relativos al “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Por tanto, el recurso ante el Tribunal Supremo continuó su tramitación a instancia de los tres sindicatos minoritarios demandantes (Comisiones Obreras (CCOO), Sindicato Independiente de la Energía (SIE) y Confederación Intersindical Galega (CIG)). Con fecha 7 de julio de 2021 (notificada el día 22 de julio) el Tribunal Supremo dictó Sentencia (nº 761/2021) por la que desestima íntegramente los recursos presentados por los mencionados sindicatos, confirmando la Sentencia de la Sala de lo Social de la Audiencia Nacional, de fecha 26 de marzo de 2019, recaída en su procedimiento de Conflicto Colectivo, Autos núm. 32/2019. 202 La Sentencia razona, fundamentalmente, que los beneficios sociales (y entre éstos, los referidos a la tarifa eléctrica) tienen su origen exclusivamente en los convenios colectivos, tanto para el personal activo como para pasivo y familiares, de forma que su extinción, como ocurrió en el caso del “IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, determina con carácter general la contractualización de las condiciones establecidas en el mismo para los trabajadores activos y, en el caso de personal no activo y familiares, supuso la extinción definitiva de todos sus derechos, hasta su regulación por medio del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Además de la citada demanda de Conflicto Colectivo, se han presentado a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas más de un millar de demandas individuales por parte del personal pasivo o acogido al plan voluntario de salidas (AVS) por considerar que la extinción del “IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA” no les afectaba en los términos informados por la Sociedad. Tras la Sentencia de 7 de julio de 2021 (notificada el día 22 de julio de 2021) del Tribunal Supremo se ha levantado ya la suspensión que pesaba sobre un buen número de dichas demandas, aplicándose hasta la fecha por todos los juzgados implicados el “efecto de cosa juzgada” sobre los procesos individuales sobre el mismo objeto, de forma que las reclamaciones individuales planteadas están siendo rechazadas. − Por otro lado, el 30 de diciembre de 2020 fue recibida notificación de la Audiencia Nacional de la demanda de Conflicto Colectivo Interpuesto por los Sindicatos Comisiones Obreras (CCOO), Sindicato Independiente de la Energía (SIE) y Confederación Intersindical Galega (CIG) con fecha 16 de diciembre de 2020 solicitando la anulación de determinadas Disposiciones Derogatorias del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. A juicio de los demandantes las Disposiciones Derogatorias atacadas suponen la eliminación de beneficios sociales y derechos económicos de forma ilegítima. ENDESA mantiene postura contraria, defendiendo su absoluta legalidad consistente con lo argumentado en la impugnación de la modificación de los beneficios sociales al personal pasivo (Sentencia favorable en la Audiencia Nacional de fecha 26 de marzo de 2019, y del Tribunal Supremo de fecha 7 de julio de 2021). La celebración del juicio tuvo lugar el 4 de noviembre de 2021 dictándose Sentencia el día 15 de noviembre de 2021 (notificada el 23 de noviembre de 2021). En dicha Sentencia se desestiman las pretensiones de los Sindicatos recurrentes declarando la legalidad del “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Dicha Sentencia ha sido recurrida ante el Tribunal Supremo por los Sindicatos Comisiones Obreras (CCOO), Sindicato Independiente de la Energía (SIE) y Confederación Intersindical Galega (CIG). − Finalmente señalar que en enero de 2020 ENDESA inició un proceso de “Modificación Sustancial de Condiciones de Trabajo” (MSCT) al objeto de establecer la nueva ordenación de los beneficios sociales para el personal no incluido en el “V Convenio Colectivo Marco de ENDESA”. Tras el oportuno procedimiento, el 24 de marzo de 2021 finalizó el periodo de consultas con el acuerdo entre ENDESA y el sindicato mayoritario Unión General de Trabajadores (UGT) y la oposición de los Sindicatos Comisiones Obreras (CCOO) y Sindicato Independiente de la Energía (SIE), que consideraban que no concurrían ninguna de las causas previstas en el artículo 41 del Estatuto de los Trabajadores para llevar a cabo la modificación sustancial pretendida por la empresa. El 24 de abril de 2020 se presentó demanda de conflicto colectivo ante la Audiencia Nacional por parte de los Sindicatos Comisiones Obreras (CCOO) y Sindicato Independiente de la Energía (SIE), procedimiento que estuvo suspendido hasta la Sentencia de Tribunal Supremo de 7 de julio 2021 referido al “IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA”, y que se ha descrito anteriormente. El 4 de noviembre de 2021 tuvo lugar el juicio, dictándose Sentencia por la Audiencia Nacional el 11 de noviembre de 2021 (notificada el 23 de noviembre de 2021) en la que se estima parcialmente la demanda suscitada por los Sindicatos declarando la nulidad de los acuerdos de Modificación Sustancial de Condiciones de Trabajo alcanzados por ENDESA y Unión General de Trabajadores (UGT), apreciándose, por otro lado, el “efecto de cosa juzgada” en lo relativo a los derecho pasivos del personal fuera de Convenio por tratarse de una controversia ya resuelta por la Sentencia del Tribunal Supremo de 7 de julio de 2021. Tanto ENDESA, por un lado, como los Sindicatos Comisiones Obreras (CCOO) y Sindicato Independiente de la Energía (SIE), han presentado recurso de casación ante el Tribunal Supremo contra los aspectos de la Sentencia contrarios a sus intereses. − El 6 de octubre de 2021, la Dirección General de Energía del Gobierno de Canarias notificó a Edistribución Redes Digitales, S.L.U. tres Resoluciones por las que se acordaba el inicio de otros tantos expedientes sancionadores, ES.AE.LP 006/2019ES, AE.LP 007/2019ES y AE.LP 008/2019, por importe 11, 18 y 28 millones de euros, respectivamente, por presuntas infracciones consistentes en la denegación o alteración injustificada del permiso de conexión a un punto de red y el incumplimiento de las obligaciones de mantenimiento y correcto funcionamiento de un servicio de atención a las quejas, 203 reclamaciones e incidencias. Tales acuerdos de incoación incurrían en graves defectos de identificación de los hechos en los que se basaba la acusación, que afectaban de raíz al propio derecho de defensa, por lo que con fecha 29 de octubre de 2021 Edistribución Redes Digitales, S.L.U. presentó escritos en cada uno de ellos poniendo de manifiesto esta circunstancia, al resultar imposible formular el imprescindible escrito de descargo adecuado por no poder conocer con claridad qué hechos eran los imputados. El 28 de enero de 2022 se recibió comunicación del órgano actuante en el primero de ellos, ES.AE.LP 006/2019ES, y el 7 de febrero de 2022 en los dos restantes, AE.LP 007/2019ES y AE.LP 008/2019, donde, respondiendo a las alegaciones, se acompañaban copias de los expedientes base en que se fundamentan las decisiones de incoar los procedimientos sancionadores. Ello constituye un relevante índice de la tramitación irregular de los expedientes. El día 24 de enero de 2022 fue notificada a Edistribución Redes Digitales, S.L.U. una nueva Resolución de la Dirección General de la Energía del Gobierno de Canarias, de fecha 18 de noviembre de 2021, por la que acordaba incoar otro expediente sancionador por la presunta comisión de otras cinco infracciones calificadas de continuadas y graves y dos infracciones calificadas de muy graves no continuadas, señalando la posibilidad de imponer una sanción de 94 millones de euros. Las infracciones imputadas vuelven a hacer referencia a peticiones de acceso y conexión a la red, ejecución de acometidas, tratamiento de las solicitudes de clientes, información proporcionada, sistemas implantados y demoras en la ejecución y servicios de atención de quejas y reclamaciones. Estas infracciones vienen referidas a cincuenta expedientes administrativos no sancionadores. En suma, el conjunto de expedientes incoados casi simultáneamente por la Dirección General de Energía del Gobierno de Canarias eleva a una cifra total de 151 millones de euros el importe de las eventuales sanciones en esta materia. La acumulación de circunstancias anómalas en los acuerdos de incoación señalados hacen a juicio de la Compañía imposible realizar una valoración razonable del riesgo jurídico a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, y, en consecuencia, poder determinar el desenlace posible de estas situaciones y realizar una estimación lo suficientemente fiable a efectos de reconocimiento de un pasivo, resultando procedente posponer a un momento procedimental posterior en el procedimiento administrativo sancionador, como puede ser la eventual propuesta de Resolución, la valoración del riesgo efectivo existente. En efecto, los acuerdos de incoación muestran unas relevantes dilaciones en la tramitación de expedientes previos, discrepancias interadministrativas sobre la cuantificación, calificación y valoración de los hechos presuntamente cometidos, acumulación de procedimientos heterogéneos, una absoluta desproporción en la cuantía de las multas respecto a cualquier otra situación similar en el ámbito nacional o autonómico, un inadecuado examen de la prescripción de las infracciones y caducidad de los procedimientos y, en definitiva, unas anómalos planteamientos jurídicos que conducen a la imposibilidad de valorar en estos momentos el riesgo jurídico existente, en tanto no se disponga de una valoración jurídica adicional en el procedimiento administrativo sancionador. Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran que las provisiones registradas en el Estado de Situación Financiera Consolidado 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 o cobro si, en su caso, las hubiese. Durante los ejercicios 2021 y 2020 el importe de los pagos realizados por la resolución de litigios ha ascendido a 7 millones de euros y 4 millones de euros, respectivamente. 204 54. Normas contables de futura aplicación. a) Normas e Interpretaciones aprobadas por la Unión Europea (UE) cuya primera aplicación se producirá en 2022. Normas, Modificaciones a Normas e Interpretaciones Aplicación Obligatoria: Ejercicios Iniciados a Partir de Modificaciones a la NIIF 3 “Combinaciones de Negocio”, NIC 16 “Inmovilizado Material”, NIC 37 “Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes” y Mejoras Anuales a las NIIF 2018-2020. 1 de enero de 2022 La Dirección de ENDESA está evaluando el impacto de la aplicación de estas modificaciones, no habiéndose concluido dicho análisis a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas. b) Normas e Interpretaciones emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Información Financiera (IASB) pendientes de aprobación por la Unión Europea (UE). El Consejo de Normas Internacionales de Información Financiera (IASB) ha aprobado las siguientes Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) que pudieran afectar a ENDESA y están pendientes de aprobación por parte de la Unión Europea (UE) en la fecha de formulación de las Cuentas Anuales Consolidadas: (1) Si se adoptase sin cambios por la Unión Europea (UE). A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, la Dirección de ENDESA está evaluando el impacto que la aplicación de estas Normas y modificaciones tendrían, si fueran finalmente convalidadas por la Unión Europea (UE), sobre los Estados Financieros Consolidados de ENDESA. 55. Hechos posteriores. Desde el día 1 de enero de 2022 hasta la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas,se han formalizado las siguientes transacciones en el negocio de renovables: La actividad de estas sociedades es la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de las infraestructuras comunes de evacuación de energía eléctrica de los proyectos renovables que se conecten a las mismas. Además, con fecha 9 de febrero de 2022, se ha constituido la sociedad ENDESA Movilidad Eléctrica, S.L.U., participada en un 100% por ENDESA X Servicios, S.L.U. Normas, Modificaciones a Normas e Interpretaciones Aplicación Obligatoria: (1) Ejercicios Iniciados a Partir de Modificaciones a la NIC 1 “Presentación de Estados Financieros” - Clasificación de Pasivos como Corrientes o no Corrientes y Diferimiento de la Fecha de Vigencia. 1 de enero de 2023 Modificaciones a la NIC 1 “Presentación de Estados Financieros” y al Documento de Práctica de las NIIF N.º 2: Información a Revelar sobre Políticas Contables. 1 de enero de 2023 Modificaciones a la NIC 8 “Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores”: Definición de Estimaciones Contables. 1 de enero de 2023 NIIF 17 “Contratos de Seguro” incluyendo Modificaciones. 1 de enero de 2023 Modificaciones a la NIC 12 “Impuesto a las Ganancias”: Impuesto diferido relacionados con Activos y Pasivos que surgen de una Transacción Única. 1 de enero de 2023 Modificaciones a la NIIF 17 “Contratos de Seguro”: Aplicación Inicial de la NIIF 17 y NIIF 9 – Información Comparativa. 1 de enero de 2023 Fecha Transacción Actividad Porcentaje de Participación Control Económico Renovables Brovales 400kV, S.L. 31 de enero de 2022 Constitución Fotovoltaica 64,15 64,15 Infraestructura de Evacuación Peñaflor 220, KV, S.L. 1 de febrero de 2022 Constitución Fotovoltaica 41,14 41,14 Infraestructuras San Serván Set 400, S.L. 8 de febrero de 2022 Adquisición Fotovoltaica 33,33 33,33 Evacuación Carmona 400-220 KV Renovables, S.L. 9 de febrero de 2022 Constitución Fotovoltaica 9,39 9,39 205 Las magnitudes de dichas transacciones no son significativas a la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas. Salvo lo mencionado en los párrafos anteriores, no se han producido hechos significativos posteriores entre el 31 de diciembre de 2021 y la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas que no hayan sido reflejados en las mismas. 206 ANEXO I: Sociedades y participaciones relevantes de ENDESA. A continuación, se presentan las Sociedades que componen ENDESA a 31 de diciembre de 2021. La actividad principal de las Sociedades que componen ENDESA se detalla siguiendo la siguiente clasificación: Actividad Descripción de Actividad Generación Convencional Generación Renovable Comercialización de Energía Comercialización de otros Productos y Servicios Distribución de Energía Estructura y Servicios 207 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico MATRIZ ENDESA, S.A. MADRID (ESPAÑA) 1.270.502.540,40 EUR HOLDING 100,00 100,00 KPMG AUDITORES SOCIEDADES AGUILÓN 20, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 2.682.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 51,00 51,00 51,00 51,00 KPMG AUDITORES ARAGONESA DE ACTIVIDADES ENERGÉTICAS, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) TERUEL (ESPAÑA) 60.100,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ARANORT DESARROLLOS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.010,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ARENA POWER SOLAR 11, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ARENA POWER SOLAR 12, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ARENA POWER SOLAR 13, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ARENA POWER SOLAR 20, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ARENA POWER SOLAR 33, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ARENA POWER SOLAR 34, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ARENA POWER SOLAR 35, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ASOCIACIÓN NUCLEAR ASCÓ-VANDELLÓS II, A.I.E. TARRAGONA (ESPAÑA) 19.232.400,00 EUR I.P. ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 85,41 85,41 85,41 85,41 KPMG AUDITORES M.P. (N.C.) SEGUIDORES SOLARES PLANTA 2, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 15,35 ATECA RENOVABLES, S.L. MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR DEHESA DE LOS GUADALUPES SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 14,93 50,00 - - NO AUDITADA BAYLIO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 19,72 BAIKAL ENTERPRISE, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) PALMA DE MALLORCA (ESPAÑA) 3.006,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES BALEARES ENERGY, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) PALMA DE MALLORCA (ESPAÑA) 4.509,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES 208 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico BAYLIO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES BOGARIS PV1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES BOIRO ENERGÍA, S.A. LA CORUÑA (ESPAÑA) 601.010,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 40,00 40,00 40,00 40,00 DELOITTE BOSA DEL EBRO, S.L. ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.010,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 51,00 51,00 51,00 51,00 KPMG AUDITORES CARBOPEGO - ABASTECIMIENTOS DE COMBUSTIVEIS, S.A. LISBOA (PORTUGAL) - - - ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) - - 50,00 50,00 - CASTIBLANCO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES CENTRAL HIDRÁULICA GÜEJAR-SIERRA, S.L. SEVILLA (ESPAÑA) 364.213,34 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,33 33,33 33,33 33,33 GATT AUDITORES CENTRAL TÉRMICA DE ANLLARES, A.I.E. MADRID (ESPAÑA) 595.001,98 EUR M.P. (A) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,33 33,33 33,33 33,33 NO AUDITADA CENTRALES NUCLEARES ALMARAZ- TRILLO, A.I.E. MADRID (ESPAÑA) 0,00 EUR M.P. (A) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 24,18 24,18 24,18 24,18 KPMG AUDITORES COGENERACIÓN EL SALTO, S.L. (EN LIQUIDACIÓN) ZARAGOZA (ESPAÑA) 36.060,73 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 20,00 20,00 20,00 20,00 NO AUDITADA COMERCIALIZADORA ELÉCTRICA DE CÁDIZ, S.A. CÁDIZ (ESPAÑA) 600.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,50 33,50 33,50 33,50 DELOITTE COMPAÑÍA EÓLICA TIERRAS ALTAS, S.A. SORIA (ESPAÑA) 13.222.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 37,51 37,51 37,51 37,51 ERNST & YOUNG CORPORACIÓN EÓLICA DE ZARAGOZA, S.L. ZARAGOZA (ESPAÑA) 271.652,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 25,00 25,00 25,00 25,00 ERNST & YOUNG DEHESA DE LOS GUADALUPES SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES DEHESA PV FARM 03, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA DEHESA PV FARM 04, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA DEPURACIÓN DESTILACIÓN RECICLAJE, S.L. LA CORUÑA (ESPAÑA) 600.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 40,00 40,00 40,00 40,00 DELOITTE DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL BAGES, S.A. BARCELONA (ESPAÑA) 108.240,00 EUR I.G. HIDROELÉCTRICA DE CATALUNYA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 45,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 55,00 209 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA DEL PUERTO DE LA CRUZ, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA) 12.621.210,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES EDISTRIBUCIÓN REDES DIGITALES, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 1.204.540.060,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ELCOGAS, S.A. (EN LIQUIDACIÓN) CIUDAD REAL (ESPAÑA) 809.690,40 EUR M.P. (A) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 40,99 40,99 40,99 40,99 DELOITTE ELECGAS, S.A. SANTARÉM (PORTUGAL) 50.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A. 50,00 50,00 50,00 50,00 KPMG AUDITORES ELÉCTRICA DE JAFRE, S.A. BARCELONA (ESPAÑA) 165.876,00 EUR I.G. HIDROELÉCTRICA DE CATALUNYA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 47,46 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 52,54 ELÉCTRICA DE LIJAR, S.L. CÁDIZ (ESPAÑA) 1.081.821,79 EUR M.P. (N.C.) ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 AVANTER AUDITORES ELÉCTRICA DEL EBRO, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) BARCELONA (ESPAÑA) 500.000,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ELECTRICIDAD DE PUERTO REAL, S.A. CÁDIZ (ESPAÑA) 4.960.246,40 EUR M.P. (N.C.) ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 DELOITTE EMINTEGRAL CYCLE, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA EMPRESA CARBONÍFERA DEL SUR, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 18.030.000,00 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES EMPRESA DE ALUMBRADO ELÉCTRICO DE CEUTA DISTRIBUCIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) CEUTA (ESPAÑA) 9.335.000,00 EUR I.G. EMPRESA DE ALUMBRADO ELÉCTRICO DE CEUTA, S.A. 100,00 96,42 100,00 96,37 KPMG AUDITORES EMPRESA DE ALUMBRADO ELÉCTRICO DE CEUTA, S.A. CEUTA (ESPAÑA) 16.562.250,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 96,42 96,42 96,37 96,37 KPMG AUDITORES ENDESA CAPITAL, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 60.200,00 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA, S.A. OPORTO (PORTUGAL) 250.000,00 EUR I.G. ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA ENERGÍA RENOVABLE, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 100.000,00 EUR I.G. ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 14.445.575,90 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 4.621.003.006,00 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA GENERACIÓN II, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 63.107,00 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA 210 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico ENDESA GENERACIÓN NUCLEAR, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 60.000,00 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 99,20 ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A. LISBOA (PORTUGAL) 50.000,00 EUR I.G. ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 0,20 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 0,60 ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 1.940.379.737,02 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA INGENIERÍA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 965.305,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA MEDIOS Y SISTEMAS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 89.999.790,00 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA OPERACIONES Y SERVICIOS COMERCIALES, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 10.138.577,00 EUR I.G. ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA POWER TRADING LTD. LONDRES (REINO UNIDO) - - - ENDESA, S.A. - - 100,00 100,00 - ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 719.901.728,28 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENDESA SOLUCIONES, S.L. MADRID (ESPAÑA) 2.874.621,80 EUR M.P. (A) ENDESA X SERVICIOS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 20,00 20,00 20,00 20,00 DELOITTE ENDESA X SERVICIOS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 60.000,00 EUR I.G. ENDESA, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 11.152,74 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENERGÍA BASE NATURAL, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) VALENCIA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ENERGÍA CEUTA XXI COMERCIALIZADORA DE REFERENCIA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) CEUTA (ESPAÑA) 65.000,00 EUR I.G. EMPRESA DE ALUMBRADO ELÉCTRICO DE CEUTA, S.A. 100,00 96,42 100,00 96,37 KPMG AUDITORES ENERGÍA EÓLICA ÁBREGO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) VALENCIA (ESPAÑA) 3.576,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ENERGÍA EÓLICA ALTO DE LLANO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) - - - ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) - - 100,00 100,00 - ENERGÍA EÓLICA GALERNA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.413,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA 211 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico ENERGÍA EÓLICA GREGAL, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.250,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ENERGÍA NETA SA CASETA LLUCMAJOR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) PALMA DE MALLORCA (ESPAÑA) 9.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENERGÍA XXI COMERCIALIZADORA DE REFERENCIA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 2.000.000,00 EUR I.G. ENDESA ENERGÍA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENERGÍA Y NATURALEZA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) VALENCIA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA ENERGÍAS ALTERNATIVAS DEL SUR, S.L. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 546.919,10 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 54,95 54,95 54,95 54,95 KPMG AUDITORES ENERGÍAS DE ARAGÓN I, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.200.000,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENERGÍAS DE GRAUS, S.L. ZARAGOZA (ESPAÑA) 1.298.160,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 66,67 66,67 66,67 66,67 KPMG AUDITORES ENERGÍAS ESPECIALES DE CAREÓN, S.A. LA CORUÑA (ESPAÑA) 270.450,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 77,00 77,00 77,00 77,00 KPMG AUDITORES ENERGÍAS ESPECIALES DE PEÑA ARMADA, S.A. MADRID (ESPAÑA) 963.300,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 80,00 80,00 80,00 80,00 KPMG AUDITORES ENERGÍAS ESPECIALES DEL ALTO ULLA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 19.594.860,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES ENERGÍAS ESPECIALES DEL BIERZO, S.A. LEON (ESPAÑA) 1.635.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 KPMG AUDITORES ENERGIE ELECTRIQUE DE TAHADDART, S.A. TÁNGER (MARRUECOS) 510.270.000,00 MAD M.P. (N.C.) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 32,00 32,00 32,00 32,00 DELOITTE ENVATIOS PROMOCIÓN I, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA ENVATIOS PROMOCIÓN II, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA ENVATIOS PROMOCIÓN III, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA ENVATIOS PROMOCIÓN XX, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA EÓLICA DEL CIERZO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) - - - ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) - - 100,00 100,00 - EÓLICA DEL PRINCIPADO, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ASTURIAS (ESPAÑA) - - - ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) - - 100,00 100,00 - EÓLICA VALLE DEL EBRO, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.561.342,50 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,50 50,50 50,50 50,50 KPMG AUDITORES 212 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico EÓLICAS DE AGAETE, S.L. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 240.400,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 80,00 80,00 80,00 80,00 KPMG AUDITORES EÓLICAS DE FUENCALIENTE, S.A. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 216.360,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 55,00 55,00 55,00 55,00 KPMG AUDITORES EÓLICAS DE FUERTEVENTURA, A.I.E. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 4.558.426,83 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 40,00 40,00 40,00 40,00 ERNST & YOUNG EÓLICAS DE LA PATAGONIA, S.A. CAPITAL FEDERAL (ARGENTINA) 480.930,00 ARS M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 NO AUDITADA EÓLICAS DE LANZAROTE, S.L. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 1.758.225,50 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 40,00 40,00 40,00 40,00 LUJAN AUDITORES EÓLICAS DE TENERIFE, A.I.E. SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA) 420.708,40 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 ANCERO AUDITORES EÓLICOS DE TIRAJANA, S.L. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 60,00 60,00 60,00 60,00 KPMG AUDITORES EPRESA ENERGÍA, S.A. CÁDIZ (ESPAÑA) 2.500.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 DELOITTE EXPLOTACIONES EÓLICAS DE ESCUCHA, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.505.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 70,00 70,00 70,00 70,00 KPMG AUDITORES EXPLOTACIONES EÓLICAS EL PUERTO, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.230.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 73,60 73,60 73,60 73,60 KPMG AUDITORES EXPLOTACIONES EÓLICAS SANTO DOMINGO DE LUNA, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 100.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 51,00 51,00 51,00 51,00 KPMG AUDITORES EXPLOTACIONES EÓLICAS SASO PLANO, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 5.488.500,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 65,00 65,00 65,00 65,00 KPMG AUDITORES EXPLOTACIONES EÓLICAS SIERRA COSTERA, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 8.046.800,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 90,00 90,00 90,00 90,00 KPMG AUDITORES EXPLOTACIONES EÓLICAS SIERRA LA VIRGEN, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 4.200.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 90,00 90,00 90,00 90,00 KPMG AUDITORES FOTOVOLTAICA YUNCLILLOS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA FRONT MARÍTIM DEL BESÒS, S.L. BARCELONA (ESPAÑA) 6.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 61,37 61,37 61,37 61,37 NO AUDITADA FRV CORCHITOS I, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 75.800,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FRV CORCHITOS II SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 22.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FRV GIBALBIN -JEREZ, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 23.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA 213 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico FRV TARIFA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FRV VILLALOBILLOS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FRV ZAMORA SOLAR 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FRV ZAMORA SOLAR 3, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FUNDAMENTAL RECOGNIZED SYSTEMS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA FURATENA SOLAR 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) PALMA DE MALLORCA (ESPAÑA) 213.775.700,00 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES GORONA DEL VIENTO EL HIERRO, S.A. SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA) 30.936.736,00 EUR M.P. (A) UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 23,21 23,21 23,21 23,21 ERNST & YOUNG GUADARRANQUE SOLAR 4, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 3.006,00 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN II, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA HIDROELÉCTRICA DE CATALUNYA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) BARCELONA (ESPAÑA) 126.210,00 EUR I.G. ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES HIDROELÉCTRICA DE OUROL, S.L. LA CORUÑA (ESPAÑA) 1.608.200,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 30,00 30,00 30,00 30,00 DELOITTE HIDROFLAMICELL, S.L. BARCELONA (ESPAÑA) 78.120,00 EUR I.G. HIDROELÉCTRICA DE CATALUNYA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 75,00 75,00 75,00 75,00 KPMG AUDITORES HISPANO GENERACIÓN DE ENERGÍA SOLAR, S.L. BADAJOZ (ESPAÑA) 3.500,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 51,00 51,00 51,00 51,00 NO AUDITADA INFRAESTRUCTURAS PUERTO SANTA MARÍA 220, S.L. MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. PUERTO SANTA MARÍA ENERGÍA I, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 100,00 - - NO AUDITADA PUERTO SANTA MARÍA ENERGÍA II, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 VALDECABALLERO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 10,30 NO AUDITADA INFRAESTRUCTURAS SAN SERVÁN 220, S.L. MADRID (ESPAÑA) 12.000,00 EUR M.P. (A) NAVALVILLAR SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 10,30 30,80 - - CASTIBLANCO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 10,20 KROMSCHROEDER, S.A. BARCELONA (ESPAÑA) 627.126,00 EUR M.P. (A) ENDESA MEDIOS Y SISTEMAS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 29,26 29,26 29,26 29,26 BDO AUDITORES 214 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico LUCAS SOSTENIBLE, S.L. MADRID (ESPAÑA) 1.099.775,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 35,29 35,29 - - NO AUDITADA I.P. ENERGÍA EÓLICA GALERNA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 9,31 NO AUDITADA ENERGÍA EÓLICA GREGAL, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 9,31 MINGLANILLA RENOVABLES 400KV, A.I.E. VALENCIA (ESPAÑA) - ENERGÍA EÓLICA ÁBREGO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 7,98 36,16 - - ENERGÍA BASE NATURAL, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 4,78 ENERGÍA Y NATURALEZA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 4,78 MINICENTRALES DEL CANAL IMPERIAL- GALLUR, S.L. ZARAGOZA (ESPAÑA) 1.820.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 36,50 36,50 36,50 36,50 NO AUDITADA MONTE REINA RENOVABLES, S.L. MADRID (ESPAÑA) 4.000,00 EUR M.P. (A) FRV ZAMORA SOLAR 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 20,58 20,58 - - NO AUDITADA NAVALVILLAR SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES NUCLENOR, S.A. BURGOS (ESPAÑA) 5.406.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 ERNST & YOUNG OLIVUM PV FARM 01, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA OXAGESA, A.I.E. (EN LIQUIDACIÓN) TERUEL (ESPAÑA) 6.010,12 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,33 33,33 33,33 33,33 NO AUDITADA PAMPINUS PV FARM 01, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA PARAVENTO, S.L. LUGO (ESPAÑA) 3.006,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 90,00 90,00 90,00 90,00 KPMG AUDITORES PARC EOLIC LA TOSSA-LA MOLA D'EN PASCUAL, S.L. MADRID (ESPAÑA) 1.183.100,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 30,00 30,00 30,00 30,00 NO AUDITADA PARC EOLIC LOS ALIGARS, S.L. MADRID (ESPAÑA) 1.313.100,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 30,00 30,00 30,00 30,00 NO AUDITADA PARQUE EÓLICO A CAPELADA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) LA CORUÑA (ESPAÑA) 5.857.704,37 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO BELMONTE, S.A. MADRID (ESPAÑA) 120.400,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,17 50,17 50,17 50,17 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO CARRETERA DE ARINAGA, S.A. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 1.007.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 80,00 80,00 80,00 80,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO DE BARBANZA, S.A. LA CORUÑA (ESPAÑA) 3.606.072,63 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 75,00 75,00 75,00 75,00 KPMG AUDITORES 215 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico PARQUE EÓLICO DE SAN ANDRÉS, S.A. LA CORUÑA (ESPAÑA) 552.920,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 82,00 82,00 82,00 82,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO DE SANTA LUCÍA, S.A. LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 901.500,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 66,33 66,33 66,33 66,33 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO FINCA DE MOGÁN, S.A. SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA) 3.810.340,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 90,00 90,00 90,00 90,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO MONTES DE LAS NAVAS, S.A. MADRID (ESPAÑA) 6.540.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 75,50 75,50 75,50 75,50 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO MUNIESA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.006,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO PUNTA DE TENO, S.A. SANTA CRUZ DE TENERIFE (ESPAÑA) 528.880,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 52,00 52,00 52,00 52,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO SIERRA DEL MADERO, S.A. MADRID (ESPAÑA) 7.193.970,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 58,00 58,00 58,00 58,00 KPMG AUDITORES PARQUE EÓLICO TICO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) 234.900,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA PEGOP - ENERGÍA ELÉCTRICA, S.A. SANTARÉM (PORTUGAL) 50.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 49,98 50,00 50,00 50,00 KPMG AUDITORES ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A. 0,02 PLANTA EÓLICA EUROPEA, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 1.198.532,33 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 56,12 56,12 KPMG AUDITORES PRODUCTIVE SOLAR SYSTEMS, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA PRODUCTORA DE ENERGÍAS, S.A. BARCELONA (ESPAÑA) 60.101,21 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 30,00 30,00 30,00 30,00 NO AUDITADA PROMOCIONES ENERGÉTICAS DEL BIERZO, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 12.020,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES PROYECTO ALMERÍA MEDITERRÁNEO, S.A. (EN LIQUIDACIÓN) MADRID (ESPAÑA) 601.012,00 EUR M.P. (A) ENDESA, S.A. 45,00 45,00 45,00 45,00 NO AUDITADA PROYECTOS UNIVERSITARIOS DE ENERGÍAS RENOVABLES, S.L. ALICANTE (ESPAÑA) 27.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,33 33,33 33,33 33,33 NO AUDITADA PUERTO SANTA MARÍA ENERGÍA I, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA PUERTO SANTA MARÍA ENERGÍA II, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA RENOVABLES ANDORRA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA RENOVABLES LA PEDRERA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA 216 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico RENOVABLES MANZANARES 400 KV, S.L. MADRID (ESPAÑA) 5.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 27,86 27,86 27,86 27,86 NO AUDITADA RENOVABLES MEDIAVILLA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA RENOVABLES TERUEL, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SALTO DE SAN RAFAEL, S.L. SEVILLA (ESPAÑA) 462.185,88 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 NO AUDITADA SAN FRANCISCO DE BORJA, S.A. ZARAGOZA (ESPAÑA) 60.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 66,67 66,67 66,67 66,67 KPMG AUDITORES SANTO ROSTRO COGENERACIÓN, S.A. (EN LIQUIDACIÓN) SEVILLA (ESPAÑA) 207.340,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 45,00 45,00 45,00 45,00 NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 4, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 5, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 6, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) SEVILLA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 9, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 10, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 12, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SAVANNA POWER SOLAR 13, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 - - NO AUDITADA SEGUIDORES SOLARES PLANTA 2, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.010,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES SISTEMA ELÉCTRICO DE CONEXIÓN VALCAIRE, S.L. MADRID (ESPAÑA) 175.200,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 28,12 28,12 28,12 28,12 KPMG AUDITORES SISTEMAS ENERGÉTICOS MAÑÓN ORTIGUEIRA, S.A. LA CORUÑA (ESPAÑA) 2.007.750,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 96,00 96,00 96,00 96,00 KPMG AUDITORES SOCIEDAD EÓLICA DE ANDALUCÍA, S.A. SEVILLA (ESPAÑA) 4.507.590,78 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 64,73 64,73 64,73 64,73 KPMG AUDITORES SOCIEDAD EÓLICA EL PUNTAL, S.L. SEVILLA (ESPAÑA) 3.286.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 50,00 50,00 50,00 50,00 KPMG AUDITORES SOCIEDAD EÓLICA LOS LANCES, S.A. SEVILLA (ESPAÑA) 2.404.048,42 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 60,00 60,00 60,00 60,00 KPMG AUDITORES 217 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico SOLANA RENOVABLES, S.L. MADRID (ESPAÑA) 5.000 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 49,84 49,84 - - NO AUDITADA SOTAVENTO GALICIA, S.A. LA CORUÑA (ESPAÑA) 601.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 36,00 36,00 36,00 36,00 AUDIESA SUGGESTION POWER, UNIPESSOAL, LDA. LISBOA (PORTUGAL) 50.000,00 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN PORTUGAL, S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA SUMINISTRADORA ELÉCTRICA DE CÁDIZ, S.A. CÁDIZ (ESPAÑA) 12.020.240,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA RED, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,50 33,50 33,50 33,50 DELOITTE SUMINISTRO DE LUZ Y FUERZA, S.L. BARCELONA (ESPAÑA) 2.800.000,00 EUR I.G. HIDROELÉCTRICA DE CATALUNYA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 60,00 60,00 60,00 60,00 KPMG AUDITORES TAUSTE ENERGÍA DISTRIBUIDA, S.L. ZARAGOZA (ESPAÑA) 60.508,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 51,00 51,00 51,00 51,00 KPMG AUDITORES TECNATOM, S.A. MADRID (ESPAÑA) 4.025.700,00 EUR M.P. (A) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 45,00 45,00 45,00 45,00 ERNST & YOUNG TEJO ENERGIA - PRODUÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA, S.A. LISBOA (PORTUGAL) 5.025.000,00 EUR M.P. (N.C.) ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 43,75 43,75 43,75 43,75 KPMG AUDITORES TERMOTEC ENERGÍA, A.I.E. (EN LIQUIDACIÓN) VALENCIA (ESPAÑA) 481.000,00 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 45,00 45,00 45,00 45,00 NO AUDITADA M.P. (N.C.) SEGUIDORES SOLARES PLANTA 2, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 9,08 TERRER RENOVABLES, S.L. MADRID (ESPAÑA) 5.000,00 EUR DEHESA DE LOS GUADALUPES SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 8,83 29,57 - - NO AUDITADA BAYLIO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 11,66 TICO SOLAR 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA TICO SOLAR 2, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) ZARAGOZA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA TOLEDO PV, A.I.E. MADRID (ESPAÑA) 26.887,96 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 33,33 33,33 33,33 33,33 PWC TORO RENOVABLES 400 KV, S.L. MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR M.P. (A) FRV ZAMORA SOLAR 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 8,28 8,28 - - NO AUDITADA TORREPALMA ENERGY 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.100,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES TRANSPORTES Y DISTRIBUCIONES ELÉCTRICAS, S.A. (EN LIQUIDACIÓN) GERONA (ESPAÑA) 72.121,45 EUR I.G. EDISTRIBUCIÓN REDES DIGITALES, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 73,33 73,33 73,33 73,33 NO AUDITADA TRÉVAGO RENOVABLES, S.L. MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR M.P. (A) SEGUIDORES SOLARES PLANTA 2, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 17,77 35,50 35,50 35,50 NO AUDITADA FURATENA SOLAR 1, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 17,73 218 Denominación Social Domicilio Social Capital Social Actividad Método de Consolidación Accionistas % Participación a 31/12/2021 % Participación a 31/12/2020 Sociedad Auditora Control Económico Control Económico UNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA) 190.171.521,16 EUR I.G. ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES VALDECABALLERO SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) MADRID (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 KPMG AUDITORES VIRULEIROS, S.L. LA CORUÑA (ESPAÑA) 160.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 67,00 67,00 67,00 67,00 NO AUDITADA XALOC SOLAR, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) VALENCIA (ESPAÑA) 3.000,00 EUR I.G. ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 100,00 100,00 100,00 100,00 NO AUDITADA YEDESA COGENERACIÓN, S.A. (EN LIQUIDACIÓN) ALMERÍA (ESPAÑA) 234.394,72 EUR M.P. (A) ENEL GREEN POWER ESPAÑA, S.L. (SOCIEDAD UNIPERSONAL) 40,00 40,00 40,00 40,00 NO AUDITADA 219 Firmas de Formulación ENDESA, S.A. y Sociedades Dependientes de las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2021 Las Cuentas Anuales Consolidadas (Estado de Situación Financiera Consolidado, Estado del Resultado Consolidado, Estado del Resultado Global Consolidado, Estado de cambios en el Patrimonio Neto Consolidado, Estado de Flujos de Efectivo y Memoria Consolidada) correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2021 de ENDESA, Sociedad Anónima y Sociedades Depedientes han sido formuladas en formato electrónico por el Consejo de Administración de la Sociedad ENDESA, Sociedad Anónima en sesión de 21 de febrero de 2022, siguiendo los requerimientos de formato y etiquetado establecidos en el Reglamento Delegado UE 2019/815 de la Comisión Europea, y se firman, a continuación, por todos los Administradores, en cumplimiento del Artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital (LSC). D. Juan Sánchez-Calero Guilarte Presidente D. Francesco Starace Vicepresidente D. José Damián Bogas Gálvez Consejero Delegado Dña. Eugenia Bieto Caubet Vocal D. Antonio Cammisecra Vocal D. Ignacio Garralda Ruiz de Velasco Vocal Dña. Pilar González de Frutos Vocal Dña. Maria Patrizia Grieco Vocal Dña. Alicia Koplowitz y Romero de Juseu Vocal D. Francisco de Lacerda Vocal D. Alberto de Paoli Vocal Madrid, 21 de febrero de 2022 V. Declaración de Responsabilidad DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD INFORME FINANCIERO ANUAL EJERCICIO 2021 Los miembros del Consejo de Administración de ENDESA, S.A., de conformidad con el Artículo 8 del Real Decreto 1362/2007, de 19 de octubre, declaran que, hasta donde alcanza su conocimiento, las Cuentas Anuales Individuales y Consolidadas correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2021, formuladas en la reunión del día 21 de febrero de 2022, elaboradas con arreglo a los principios de contabilidad aplicables, ofrecen la imagen fiel del patrimonio, de la situación financiera así como de los resultados de ENDESA, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomadas en su conjunto, y que los informes de gestión individuales y consolidados del ejercicio 2021 incluyen un análisis fiel de la evolución y los resultados empresariales y de la posición de ENDESA, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomadas en su conjunto, junto con la descripción de los principales riesgos e incertidumbres a que se enfrentan. D. Juan Sánchez-Calero Guilarte Presidente D. Francesco Starace Vicepresidente D. José Damián Bogas Gálvez Consejero Delegado Dña. Eugenia Bieto Caubet Vocal D. Antonio Cammisecra Vocal D. Ignacio Garralda Ruiz de Velasco Vocal Dña. Pilar González de Frutos Vocal Dña. Maria Patrizia Grieco Vocal Dña. Alicia Koplowitz y Romero de Juseu Vocal D. Francisco de Lacerda Vocal D. Alberto de Paoli Vocal Madrid, 21 de febrero de 2022

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