Siemens Gamesa Renewable Energy S.A.

Investor Presentation • Feb 2, 2023

Informe de Actividad Primer trimestre año fiscal 2023

Resultados octubre-diciembre 2022

Contenidos

Introducción 3
Principales magnitudes consolidadas 1T 23 4
Mercados y pedidos 5
Principales magnitudes del desempeño económico-financiero 8
Aerogeneradores 10 Servicios de Operación y Mantenimiento11
Sostenibilidad 12
Perspectivas 13
Perspectivas eólicas globales a corto, medio y largo plazo13 Programa Mistral y visión a largo plazo15
Anexo 17
Estados Financieros Octubre 2022 - Diciembre 2022 17 Medidas Alternativas de Rendimiento21
Glosario y definiciones para Medidas Alternativas de Rendimiento 39

Introducción

Tras un ejercicio fiscal 2022 (FY22) marcado por retos internos y externos, Siemens Gamesa ¹ comienza el ejercicio fiscal 2023 (FY23) con un desempeño económico financiero del primer trimestre (1T 23) afectado por el resultado de la monitorización periódica y evaluación técnica de fallos de la flota instalada. Los resultados de 1T 23 también reflejan el impacto de un nivel de costes elevado, que ya se había anticipado, del lanzamiento de nuevas plataformas, la introducción de nueva capacidad de fabricación y la ejecución de proyectos Onshore onerosos. En este entorno, las ventas del Grupo ascienden a 2.008 M€, +9,8% a/a, y el EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración a -760 M€, equivalente a un margen de -37,8% sobre las ventas del trimestre. Incluyendo los costes de integración y reestructuración (-63 M€ en 1T 23) y el impacto del PPA en la amortización de los activos intangibles (-55 M€ en 1T 23), el EBIT reportado en 1T 23 ha ascendido a -878 M€ y el beneficio neto reportado atribuible a los accionistas de SGRE a -884 M€.

El impacto del resultado de la monitorización periódica y evaluación técnica de fallos de la flota instalada ha ascendido a c. -472 M€ a nivel de EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración. Durante dicha evaluación se ha detectado una evolución negativa de las tasas de fallos en componentes específicos, lo que resulta en gastos de mantenimiento de servicio y garantía esperados más altos de lo estimado previamente. El importe total incluye principalmente una reducción de los ingresos y un aumento en la provisión de garantías, que impacta mayoritariamente en Servicios.

Ante el entorno de mercado y los resultados de 1T 23, hay que destacar los avances del programa Mistral en sus objetivos de estabilización del negocio y vuelta a la rentabilidad en el futuro. En este sentido, durante 1T 23 la plataforma Siemens Gamesa 5.X ha alcanzado volúmenes de fabricación e instalación crecientes y han mejorado los tiempos de entrega. Asimismo, la compañía ha continuado trabajando en la mejora de las condiciones comerciales en sus nuevos contratos de Aerogeneradores que ofrecen mejor protección frente al riesgo de inflación en costes.

A nivel de balance, la posición de deuda financiera neta del Grupo asciende a -1.925 M€ a 31 de diciembre de 2022. Siemens Gamesa cuenta con 4.422 M€ en líneas de financiación autorizadas, de las cuales se han dispuesto 2.296 M€, y con una liquidez total disponible de 3.322 M€ incluyendo la posición de caja en balance a cierre de 1T 23 (1.197 M€).

El libro de pedidos de la compañía alcanza un valor de 33.698 M€, tras firmar 1.609 M€ en pedidos en el trimestre y 10.735 M€ en los últimos doce meses² . El resultado de la actividad comercial en 1T 23 continúa reflejando tanto la prolongación de las negociaciones con clientes ante los nuevos términos de los contratos, como el impacto que el entorno macroeconómico -inflación en costes de inversión y encarecimiento de la financiación- y geopolítico tienen en sus decisiones.

Siemens Gamesa continúa siendo líder en el área de sostenibilidad. En diciembre, S&P Global anunció que la compañía permanece en los índices Dow Jones Sustainability (World y Europe). Esto es gracias a la alta puntuación obtenida y excelente ranking (no.3 de 286) dentro de la industria de maquinaria y equipos eléctricos durante la última evaluación ESG de S&P (Corporate Sustainability Assessment). SGRE mantiene su reconocimiento como líder en ESG por parte de las principales agencias de rating obteniendo destacadas posiciones en el ranking de la industria (no.1 para ISS ESG y FTSE Russell; no.2 para Moody's ESG Solutions (Vigeo Eiris); percentil 97 para Sustainalytics, y rating AA por MSCI).

El 25 de enero de 2023, la Junta General Extraordinaria de Accionistas de SGRE adoptó, entre otras, las siguientes propuestas de acuerdos: (i) sujeto a la exclusión de cotización, fijar en tres el número de miembros del Consejo de Administración (Sres. Bruch, Eickholt y Steiger) y (ii) aprobar la exclusión de cotización de la totalidad de las acciones de SGRE en las Bolsas de Valores españolas. En desarrollo de estas resoluciones, SGRE ha presentado ante la Comisión Nacional del Mercado de Valores de España (la "CNMV") la solicitud de exclusión de cotización

¹Siemens Gamesa Renewable Energy (Siemens Gamesa o SGRE) es el resultado de la fusión de la división de energía eólica de Siemens AG, Siemens Wind Power, y Gamesa Corporación Tecnológica (Gamesa). El Grupo se dedica al desarrollo, fabricación y venta de aerogeneradores (actividad de Aerogeneradores) y a la prestación de servicios de operación y mantenimiento (actividad de Servicios).

²La cifra de pedidos de los últimos doce meses incluye el importe procedente del acuerdo venta de los activos de promoción renovable del sur de Europa por un importe de 613 M€.

de sus acciones que espera obtener el 3 de febrero de 2023. La orden permanente de compra de acciones de SGRE lanzada por Siemens Energy GmbH & Co. KG está previsto que finalice el 7 de febrero de 2023, al cierre del mercado, habiéndose solicitado a la CNMV la suspensión de la negociación de las acciones de la Sociedad desde ese momento hasta la exclusión definitiva prevista en o alrededor del 10 de febrero.

Principales magnitudes consolidadas 1T 23

• Ventas: 2.008 M€ (+10% a/a)
• EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración³ : -760 M€ (N.A.)
• Beneficio neto: -884 M€ (N.A.)
• Caja (deuda) financiera neta (DFN)⁴ : -1.925 M€
• Cartera de pedidos: 33.698 M€ (+0% a/a)
• Entrada de pedidos en firme en 1T: 1.609 M€ (-35% a/a)
• Entrada de pedidos en firme últimos doce meses: 10.735 M€ (-13% a/a)
• Flota instalada: 129.664 MW
• Flota en mantenimiento: 83.463 MW

³El EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración excluye el impacto de costes de integración y reestructuración por importe de -63 M€ y el impacto de la amortización del valor razonable del inmovilizado inmaterial procedente del PPA (Purchase Price Allocation) por importe de -55 M€.

⁴Caja/(Deuda) financiera neta se define como las partidas de caja y equivalentes menos deuda financiera a largo plazo y a corto plazo, incluyendo los pasivos por arrendamiento. El Grupo Siemens Gamesa ha adoptado la NIIF 16 a partir del 1 de octubre de 2019. A 31 de diciembre de 2022 el importe de los pasivos por arrendamiento asciende a 833 M€.

Mercados y pedidos

En un marco de demanda creciente a largo plazo, Siemens Gamesa comienza FY23 con un volumen de actividad comercial reducido. En el mercado Onshore, el volumen de contratación refleja tanto la prolongación de las negociaciones con clientes ante los nuevos términos de los contratos, como el impacto que el entorno macroeconómico -inflación en costes de inversión y encarecimiento de la financiación- y geopolítico continúan teniendo en las decisiones de nuestros clientes. En el mercado Offshore la actividad comercial de la compañía refleja la volatilidad estándar que caracteriza a dicho mercado. Siemens Gamesa prevé que el impacto de las medidas puestas en marcha por los distintos gobiernos en 2022 y a lo largo de 2023 para incentivar y acelerar la inversión en renovables, por un lado, y la conversión prevista de la cartera Offshore en contratos en firme, por otro, contribuyan a la aceleración de la actividad comercial en los próximos 9 meses.

Durante los últimos doce meses, Siemens Gamesa ha firmado pedidos por un importe de 10.735⁵ M€, equivalente a 1,1 veces las ventas en el periodo, terminando el trimestre con una cartera de pedidos por importe de 33.698 M€. El 52% del libro de pedidos, 17.357 M€ (estable a/a), corresponde a la actividad de Servicios, con niveles de rentabilidad superiores. El libro de pedidos de la actividad de Aerogeneradores se divide en 10.462 M€ de pedidos Offshore (+9% a/a) y 5.879 M€ de pedidos Onshore (-12% a/a).

Ilustración 1: Cartera de pedidos a 31.12.22 (M€) Ilustración 2: Entrada de pedidos 1T 23 (M€)

Onshore Offshore Servicios

Durante 1T 23 la entrada de pedidos del Grupo alcanza un valor de 1.609 M€ (-35% a/a), equivalente a un bookto-bill de 0,8 veces las ventas del periodo, distribuido entre Onshore: 909 M€, Offshore: 212 M€ y Servicios: 488 M€.

Tabla 1: Entrada de Pedidos (M€)

	1T 22	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23
AEG	1.777	529	3.162	3.308	1.121
Onshore	1.361	209	1.068	1.743	909
Offshore	416	321	2.094	1.566	212
Servicios	695	669	361	1.097	488
Grupo	2.472	1.198	3.523	4.405	1.609

Como se ha mencionado anteriormente, tanto el entorno macroeconómico y geopolítico como una mayor duración de las negociaciones con clientes han tenido impacto en la actividad comercial Onshore que termina el trimestre con 909 M€ (-33% a/a), equivalente a una ratio book-to-bill de 1,2x, y los últimos doce meses con 3.928 M€⁶

⁵La entrada de pedidos de los últimos doce meses incluye 613 M€ de la venta de los activos de promoción renovable del sur de Europa durante el cuarto trimestre del ejercicio 2022 (4T 22).

⁶La entrada de pedidos de los últimos doce meses incluye 613 M€ procedente de la venta de los activos de promoción renovable del sur de Europa durante 4T 22.

(- 12% a/a), equivalente a una ratio book-to-bill de 0,8x. En términos de volumen de contratación, se cierra el trimestre con 961 MW de pedidos en firme (-46% a/a) y con 3.780 MW en doce meses (-43% a/a).

En los últimos doce meses, los mercados más importantes por su contribución al volumen de pedidos Onshore (MW), han sido: Canadá (24%), India (17%) y Suecia (14%). En 1T 23, Canadá (51%) ha sido el principal mercado seguido de Alemania (17%) y Finlandia (15%). Dentro de la actividad comercial de 1T 23 cabe destacar el crecimiento de la contribución de Alemania, un mercado clave en la estrategia Onshore de la compañía, así como la contribución de la plataforma Siemens Gamesa 5.X con el 74% de los pedidos (MW) en 1T 23.

En Offshore la contratación asciende a 212 M€ (book-to-bill: 0,3x), dentro de la volatilidad estándar en la actividad comercial del mercado. El volumen de contratación de los últimos doce meses asciende a 4.193 M€ (book- to- bill: 1,3x). Durante enero 2023 Siemens Gamesa ha firmado un acuerdo de suministro preferente por un volumen de 1,0 GW en Dinamarca. A diciembre de 2022, la cartera de contratos condicionales ascendía a 7,5 GW. Siemens Gamesa continúa manteniendo una colaboración muy cercana con sus clientes de cara a la preparación del alto volumen de subastas para 2023 y años siguientes (c. 118 GW hasta 2027).

La actividad comercial de Servicios asciende a 488 M€ en 1T 23 (book-to-bill: 1,1x) y a 2.614 M€ en los últimos doce meses (book-to-bill de 1,2x). La actividad comercial en Servicios también se ha visto afectada por la volatilidad de la contratación en el mercado de aerogeneradores Offshore.

La evolución anual del precio medio de venta Onshore en 1T 23 ha sido positiva. El ASP de 0,95 M€/MW ha crecido principalmente por el mix geográfico y el aumento de precios comparables, que han compensado el impacto por alcance de proyecto y la fuerte contribución de la plataforma de Siemens Gamesa 5.X a la entrada de pedidos en el trimestre. Hay que destacar, que, en términos generales, el mix geográfico y el alcance de los proyectos (incluido el coste de logística) pueden llegar a explicar hasta un 30% de las variaciones del ASP.

Siemens Gamesa continúa trabajando con sus clientes en una proposición comercial que permita equilibrar el riesgo y remuneración, reducir el riesgo asociado a la volatilidad de los precios de materias primas y transporte y compensar la inflación de costes.

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Ilustración 5: Precio medio de venta - entrada de pedidos Onshore (M€/MW) 7 0,69 0,67 0,88

LTM 1T 21 LTM 1T 22 LTM 1T 23

Ilustración 6: Precio medio de venta – entrada de pedidos Onshore (M€/MW)8
0,76	0,82	0,89	0,83	0,95
1T 22	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23

⁷El cálculo de ASP excluye de la entrada de pedidos en LTM a 1T 23 el importe de la venta de los activos de promoción renovable del sur de Europa por importe de 613 M€ en 4T 22.

⁸El cálculo de ASP excluye de la entrada de pedidos en 4T 22 el importe de la venta de los activos de promoción renovable del sur de Europa por importe de 613 M€.

Principales magnitudes del desempeño económico-financiero

En la siguiente tabla se recogen las principales magnitudes económico-financieras del primer trimestre (octubre – diciembre) del ejercicio fiscal 2023 y del ejercicio fiscal 2022 (1T 22) y sus variaciones.

Tabla 2: Principales magnitudes del desempeño económico-financiero

M€	1T 22	1T 23	Va. a/a
Ventas del Grupo	1.829	2.008	9,8%
AEG	1.400	1.580	12,9%
Servicios	429	428	-0,2%
Volumen AEG (MWe)	1.445	1.778	23,1%
Onshore	1.195	1.080	-9,6%
Offshore	250	698	2,8x
EBIT pre PPA y antes de costes de I&R	-309	-760	--
Margen EBIT pre PPA y antes de costes de I&R	-16,9%	-37,8%	-20,9 p.p.
Margen EBIT AEG pre PPA y antes de costes de I&R	-29,3%	-28,5%	0,8 p.p.
Margen EBIT Servicios pre PPA y antes de costes de I&R	23,5%	-72,4%	--
Amortización de PPA1	-57	-55	-2,9%
Costes de integración y reestructuración	-11	-63	--
EBIT reportado	-377	-878	--
Beneficio neto atribuible a los accionistas de SGRE	-403	-884	--
Beneficio neto por acción de los accionistas2	-0,59	-1,30	--
CAPEX	129	166	38
CAPEX/ventas (%)	7,0%	8,3%	1,3 p.p.
Capital circulante	-1.978	-2.711	-733
Capital circulante/ventas LTM (%)	-20,3%	-27,1%	-6,8 p.p.
(Deuda)/Caja neta3	-1.097	-1.925	-828
(Deuda) neta/EBITDA LTM	--	--	--

1. Impacto del PPA (Purchase Price Allocation: distribución del precio de adquisición) en la amortización del valor de los intangibles.

2. Promedio ponderado de acciones en circulación en el periodo usado para el cálculo del beneficio neto por acción: 1T 22: 680.445.089;

1T 23: 680.854.143.

1. Pasivos por arrendamiento a 31 de diciembre de 2021: 875 M€ y a 31 de diciembre de 2022: 833 M€.

El desempeño económico-financiero del Grupo en 1T 23 se ha visto impactado de forma material por el resultado de la monitorización periódica y evaluación técnica de fallos que la compañía está realizando de su flota instalada. Dicho resultado ha mostrado una tendencia negativa en las tasas de fallo de ciertos componentes, lo que se ha traducido en unas estimaciones de costes de mantenimiento y unas provisiones por garantías por encima de lo inicialmente previsto. El impacto, que asciende a -472 M€ a nivel de EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración y afecta principalmente a Servicios, incluye una reducción de ventas por importe de 187 M€. El impacto esperado en caja durante FY23 asciende a un importe en millones de euros de medio doble dígito.

En este entorno, las ventas del Grupo ascienden a 2.008 M€ en 1T 23, un 10% por encima de las ventas de 1T 22 que se vieron severamente afectadas por disrupciones en el suministro de componentes, especialmente en la actividad de fabricación Offshore. Las ventas de Aerogeneradores crecen un 13% a/a hasta 1.580 M€, mientras que las ventas de Servicios se mantienen estables con respecto a 1T 22.

El EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración de 1T 23 asciende a -760 M€, equivalente a un margen sobre ventas de un -37,8% (-16,9% en 1T 22). El EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración incluye

▪ Aumento significativo de las previsiones de costes de mantenimiento y de provisiones por garantías para la flota instalada frente a estimaciones previas.

• Costes asociados a la situación de la cadena de suministro: alto nivel de costes, ya anticipado, cuellos de botella en componentes críticos y retrasos en entregas con impacto tanto en la ejecución y entrega de proyectos como en el lanzamiento de la fabricación de nuevos productos.
• Costes asociados a la fase de lanzamiento de nuevos productos y nueva capacidad de fabricación.
• Ejecución de proyectos Onshore onerosos.

El impacto del PPA en la amortización de intangibles se sitúa en -55 M€ en 1T 23 (-57 M€ en 1T 22) y los costes de integración y reestructuración en -63 M€ en el mismo periodo (-11 M€ en 1T 22). El aumento en los costes de integración y reestructuración se debe al avance en el ejercicio de reestructuración de la compañía. El EBIT reportado, incluyendo el impacto del PPA en la amortización de intangibles y los costes de integración y reestructuración ha ascendido a -878 M€ en 1T 23 (-377 M€ en 1T 22).

El resultado de las inversiones contabilizadas según el método de la participación ha ascendido a un gasto de - 1 M€ en 1T 23 (ingreso de 1,1 M€ en 1T 22). Los gastos financieros netos han ascendido a -26 M€ en 1T 23 (gasto de -5 M€ en 1T 22). El aumento de los gastos financieros está ligado a el aumento de los tipos de interés y al mayor importe de deuda bruta media en el periodo. El gasto por impuesto asciende a un ingreso de 21 M€ en 1T 23 (-22 M€ en 1T 22) por la capitalización de los activos fiscales diferidos.

Como resultado, el Grupo termina 1T 23 con un beneficio neto reportado de -884 M€ (-403 M€ en 1T 22), que incluye el impacto de la amortización procedente del PPA y de los costes de integración y reestructuración, ambos netos de impuestos, por un importe total de -84 M€⁹ en 1T 23 (-48 M€ en 1T 22). El beneficio neto por acción para los accionistas de Siemens Gamesa asciende a -1,30 € en 1T 23 (-0,59 € en 1T 22).

El capital circulante del Grupo alcanza un valor de -2.711 M€ a 31 de diciembre de 2022, equivalente a un -27% sobre las ventas de los últimos doce meses. En comparación al cierre de FY22, la compañía tiene un menor circulante negativo (107 M€) que es principalmente el resultado del aumento de existencias y disminución de cuentas a pagar compensado por un aumento de pasivos netos por contratos.

Capital circulante (M€)	1T 22	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	Var. a/a1
Cuentas a cobrar	890	1.253	1.008	1.106	1.159	269
Existencias	2.007	2.300	2.369	2.313	2.532	525
Activos por contrato	1.406	1.356	1.545	1.419	1.436	30
Otros activos corrientes	524	552	612	691	631	107
Cuentas a pagar	-2.713	-2.928	-3.074	-3.452	-3.124	-411
Pasivos por contrato	-3.421	-3.686	-3.585	-4.148	-4.567	-1.146
Otros pasivos corrientes	-671	-623	-620	-747	-778	-107
Capital circulante	-1.978	-1.777	-1.745	-2.818	-2.711	-733
Var. t/t	+518	+201	+32	-1.073	+107
Capital circulante/Ventas LTM	-20,3%	-18,6%	-18,8%	-28,7%	-27,1%	-6,8 p.p.

Tabla 3: Capital circulante (M€)

1. Variación anual entre saldos de cierre de 1T 22 y 1T 23.

El CAPEX de 1T 23 asciende a 166 M€ (129 M€ en 1T 22), con 46 M€ en I+D (38 M€ en 1T 22). Offshore ha concentrado más de la mitad de la inversión en 1T 23.

La posición de deuda neta aumenta en 694 M€¹⁰ desde el comienzo del ejercicio, hasta una cifra de deuda neta de -1.925 M€ a final de 1T 23, como consecuencia del desempeño operativo y de la inversión necesaria para acometer el crecimiento futuro. La compañía mantiene una sólida posición financiera con acceso a 4.422 M€ en líneas de financiación autorizadas, de las cuales se han dispuesto 2.296 M€, y con una liquidez total disponible de 3.322 M€ teniendo en cuenta la posición de caja en balance a cierre de 1T 23 (1.197 M€).

⁹El importe del PPA asciende a -55 M€ (-57 M€ en 1T 22), -39 M€ neto de impuestos (-40 M€ en 1T 22), y el coste de integración y reestructuración asciende a -63 M€ (-11 M€ 1T 22), -45 M€ neto de impuestos (-8 M€ en 1T 22).

¹⁰ Deuda financiera neta a 31 de diciembre de 2022: -1.925 M€ (-1.232 M€ a 30 de septiembre 2022), incluyendo 833 M€ en pasivos por arrendamiento (843 M€ a 30 de septiembre 2022).

Aerogeneradores

Tabla 4: Aerogeneradores (M€)

M€	1T 22	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	Var. a/a
Ventas	1.400	1.662	1.904	2.651	1.580	12,9%
Onshore	941	931	1.096	1.875	751	-20,1%
Offshore	460	732	808	777	829	80,4%
Volumen (MWe)	1.445	2.008	2.304	2.400	1.778	23,1%
Onshore	1.195	1.502	1.529	1.794	1.080	-9,6%
Offshore	250	506	775	606	698	2,8x
EBIT pre PPA y costes I&R	-410	-412	-346	202	-450	--
Margen EBIT pre PPA y costes I&R	-29,3%	-24,8%	-18,2%	7,6%	-28,5%	0,8 p.p.

La actividad de Aerogeneradores en 1T 23 refleja un entorno de costes elevados, la ejecución de proyectos Onshore onerosos y el lanzamiento de nuevas plataformas (Siemens Gamesa 5.X en Onshore y la SG 11-200 DD en Offshore) así como la introducción de capacidad de fabricación adicional en Offshore. Asimismo, el desempeño económico financiero de la unidad se ha visto afectado por el resultado de la monitorización periódica y la evaluación técnica de fallos de la flota instalada que muestra una tendencia creciente en la tasa de fallos de ciertos componentes. Dicho impacto asciende a -126 M€ a nivel de EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración, incluyendo un ajuste negativo a las ventas del trimestre por un importe de 83 M€, que afecta principalmente a las ventas Onshore.

A pesar del desempeño económico financiero, hay que destacar el progreso en la estabilización de la plataforma Siemens Gamesa 5X que alcanza volúmenes de fabricación e instalación creciente con una mejora de los tiempos de entrega.

El crecimiento de las ventas, +13% a/a en 1T 23 hasta alcanzar los 1.580 M€, se apoya en el aumento del volumen de fabricación (2,8x a/a) e instalación (+36% a/a) Offshore que se vio severamente afectado durante 1T 22 por disrupciones en el suministro de componentes. Dicho aumento compensa la caída de la actividad en el mercado Onshore.

Durante 1T 23, India es el mayor contribuyente a las ventas de Onshore (en MWe) con un 22%, seguido de Suecia con un 15%, Brasil con un 14% y Canadá con un 13%.

El EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración asciende a -450 M€ en 1T 23 (-410 M€ en 1T 21), equivalente a un margen sobre ventas de -28,5% (-29,3% en 1T 22), y refleja:

• Costes asociados a tasas crecientes en fallos de componentes en la flota instalada como se indica en la monitorización periódica y la evaluación técnica de fallos, con un impacto de -126 M€ en 1T 23.
• Nivel de costes elevados ya anticipado.
• Costes asociados a la fase de lanzamiento de nuevos productos y nueva capacidad de fabricación.
• Ejecución de proyectos Onshore onerosos.

Servicios de Operación y Mantenimiento

Tabla 5: Operación y mantenimiento (M€)

M€	1T 22	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	Var. a/a
Ventas	429	515	532	721	428	-0,2%
EBIT pre PPA y costes I&R	101	108	3	173	-310	--
Margen EBIT pre PPA y costes I&R	23,5%	20,9%	0,6%	24,0%	-72,4%	--
Flota en mantenimiento (MW)	82.007	83.058	84.203	82.276	83.463	1,8%

El desempeño de Servicios durante 1T 23 se ha visto severamente afectado por el resultado de la monitorización periódica y la evaluación técnica de fallos de la flota instalada que muestra una tendencia negativa en la tasa de fallos de ciertos componentes. Como consecuencia el coste estimado del mantenimiento de la flota y de las provisiones de garantía es superior a lo inicialmente previsto. El impacto a nivel de EBIT pre-PPA y antes de costes de integración y reestructuración asciende a -346 M€, de los cuales -104 M€ proceden de un ajuste negativo a las ventas del trimestre.

Teniendo en cuenta dicho impacto, las ventas de Servicios de 428 M€ se mantienen estables con respecto a 1T 22, y el EBIT pre PPA y antes de gastos de integración y reestructuración de 1T 23 se sitúa en -310 M€, equivalente a un margen sobre ventas de un -72%.

La flota bajo mantenimiento Offshore al final del periodo crece un 1,6% a/a hasta alcanzar 13,5 GW y la flota bajo mantenimiento Onshore crece un 1,8% a/a hasta 70 GW.

Sostenibilidad

Tabla 6: Principales magnitudes de sostenibilidad

	1T 221	1T 231	Var. a/a
Seguridad y salud laboral
Ratio accidentes con baja (LTIFR) 2	1,634	1,79	+10%
Ratio accidentes registrables (TRIR) 3	2,824	3,11	+10%
Medioambiente
Energía primaria (directa) empleada (TJ)	86	(*)	--
Energía secundaria (indirecta) empleada (TJ)	165	(*)	--
de la cual, Electricidad (TJ)	137	(*)	--
de origen renovable (TJ)	137	(*)	--
de fuentes de combustión convencionales (TJ)	0	(*)	--
porcentaje de electricidad renovable (%)	100	(*)	--
Consumo de agua de red (miles de m3)	99	(*)	--
Residuos generados (kt)	13	16	+26%
de los cuales, peligrosos (kt)	2	4	+95%
de los cuales, no peligrosos (kt)	11	12	+12%
Residuos reciclados (kt)	11	12	+6%
Empleados
Número de empleados (a final del periodo)	26.481	28.151	+6%
empleados < 35 años (%)	34,0	33,9	-0,1 p.p.
empleados entre 35-44 años (%)	38,5	37,9	-0,6 p.p.
empleados entre 45-54 años (%)	19,9	20,4	+0,5 p.p.
empleados entre 55-60 años (%)	5,1	5,1	0,0 p.p.
empleados > 60 años (%)	2,5	2,6	+0,1 p.p.
Mujeres en plantilla (%)	19,1	19,8	+0,7 p.p.
Mujeres en posiciones directivas (%)	12,4	13,6	+1,2 p.p.
Cadena de suministro
Número de proveedores tier-1	11.425	11.409	0%
Volumen de compra cubierto por Código de Conducta (%)	-	89	-

1. Cifras no auditadas.

2. El índice LTIFR se calcula para 1.000.000 de horas de trabajo e incluye todos los accidentes que provocan pérdida de al menos una jornada de trabajo.

3. El índice TRIR se calcula para 1.000.000 de horas de trabajo e incluye todas las fatalidades, accidentes con baja laboral, trabajos restringidos y casos de tratamiento médico.

4. Se ha realizado un ajuste y actualización de los datos del 1T 22 para incluir registros que no se recogieron de forma correcta en el periodo.

(*) Datos no disponibles debido a la puesta en marcha de y migración a nuevos sistemas de recogida de datos.

Nota: TJ=Tera julios; 1Tera julio= 277,77 MWh; kt=miles de toneladas

Perspectivas

Perspectivas eólicas globales a corto, medio y largo plazo

FY23 comienza con un nuevo aumento de perspectivas de demanda eólica global para los próximos 10 años: +16 GW en 2022-31e ¹¹ en comparación a las expectativas a cierre de FY22. Dicho aumento se concentra en el mercado Onshore americano, especialmente en Estados Unidos (+14 GW) cuyas perspectivas de demanda continúan impulsadas por la Ley de Reducción de la Inflación (Inflation Reduction Act o IRA por sus siglas en inglés). Junto a EE.UU. las perspectivas de demanda crecen en Canadá (2,1 GW), Sudáfrica (1,2 GW) y Arabia Saudí (1,4 GW). El aumento de las previsiones en estos países sobre compensa la reducción en Europa (-5,5 GW) que se concentra en Francia (-2,1 GW), Países Bajos (-1,2 GW) y Reino Unido (-1,2 GW). El entorno macroeconómico y la tardanza en aprobar mecanismos para acelerar la inversión en energías renovables en Europa (como la simplificación de la obtención de permisos o el diseño de nuevos mecanismos de subastas) explican el diferencial entre el ritmo de instalaciones previsto para los próximos años y el necesario para cumplir los objetivos renovables propuestos en la región.

²⁰²¹ 2022e 2023e 2024e 2025e 2026e 2027e 2028e 2029e 2030e 2031e

Excluyendo el impacto de picos y valles puntuales, la previsión del ritmo normalizado de instalaciones es creciente durante toda la década, como lo es el ritmo de instalaciones anuales en el mercado Offshore, mercado que contribuye especialmente al aumento del ritmo de instalaciones a partir de 2025.

Ilustración 9: Promedio anual de instalaciones Onshore y Offshore 2020-31E (GW)

China (513 GW), EE.UU. (127 GW), India (60 GW) y Alemania (53 GW) continúan siendo los mayores mercados Onshore, contribuyendo con un 71% de las instalaciones totales acumuladas previstas en 2022-2031e. España, Brasil, Australia, Sudáfrica, Canadá, Francia, Turquía y Arabia Saudí contribuyen en un 12%, con instalaciones acumuladas entre 10 GW y 20 GW por país en el mismo periodo.

El mercado Offshore continúa siendo mucho más concentrado, a pesar de la aparición de nuevos países. China con 149 GW en instalaciones entre 2022 y 2031 contribuye un 44% al total de instalaciones en el periodo. Europa, liderada por Reino Unido con 36 GW en instalaciones en ese mismo periodo, instala 122 GW, contribuyendo un 36% al total. Dentro de Europa, Alemania con 25 GW y Países Bajos con 17 GW en instalaciones acumuladas en el periodo siguen a Reino Unido. EE.UU. y Taiwán siguen a Europa con 36 GW y 14 GW respectivamente. La contribución de los nuevos mercados como EE.UU. se concentra especialmente a partir de 2025.

¹¹Cambio de previsiones entre el informe de Wood Mackenzie (WM) sobre las perspectivas eólicas mundiales (Global Wind Power Market Outlook Update) de septiembre 2022 (Q3 2022) y de noviembre 2022 (Q4 2022). Todos los incrementos del párrafo hacen referencia a dicha comparativa y al periodo 2022-31e.

El apoyo de las instituciones al desarrollo del mercado Offshore se refleja en los 16 GW de subastas asignadas en 2021, los 8.7 GW asignados en Reino Unido, Alemania y Países Bajos en 2022 y en los 118 GW de subastas esperadas entre 2023 y 2027.

Ilustración 11: Subastas (GW) Offshore previstas excluyendo China¹²

Es importante destacar que, a pesar de la mejora continua en las perspectivas de demanda a largo plazo, los compromisos anunciados hasta ahora continúan sin ser suficientes para alcanzar cero emisiones netas en 2050. Para alcanzar la descarbonización en 2050 la Agencia Internacional de la Energía¹³ (AIE) estima que el nivel de instalaciones eólicas anuales promedio durante esta década (2022-30e) tiene que alcanzar 249 GW al año, lo que supone casi duplicar el nivel de instalaciones previsto en dicho periodo por Wood Mackenzie.

Ilustración 12: Instalaciones anuales promedio 2022-2030e vs. 2021 (GW/añoe) 14

El establecimiento de objetivos parciales a corto y medio plazo, y de marcos regulatorios efectivos y sistemas de incentivos adecuados, influirán en el ritmo efectivo de las instalaciones eólicas. Cabe destacar las medidas recogidas en la Ley de Reducción de la Inflación (IRA por sus siglas en inglés) y los comentarios hechos por la presidenta de la Comisión de la Unión Europea para garantizar el cumplimiento de los objetivos de la transición energética y la creación de una industria renovable fuerte y sostenible.

¹³Agencia Internacional de la Energía (AIE). World Energy Outlook 2022. Octubre 2022.

¹²La Ilustración 11 no es una lista exhaustiva de todas las subastas previstas.

¹⁴Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC). Global Wind Report 2022. Abril 2022.

Programa Mistral y visión a largo plazo

Tras un ejercicio fiscal 2022 marcado por los retos internos y externos, Siemens Gamesa comienza FY23 en un entorno macroeconómico y geopolítico complejo, y en el que continúa tanto con el lanzamiento de nuevas plataformas Onshore y Offshore como de nueva capacidad Offshore, con el impacto que dichos lanzamientos tienen en las operaciones de la compañía. Adicionalmente, el desempeño de 1T 23 se ha visto severamente impactado por el resultado de la monitorización periódica y evaluación técnica de fallos de la flota instalada que muestra tendencias negativas en la tasa de fallos de ciertos componentes. Dicho resultado se traduce en un aumento de los costes de mantenimiento y las provisiones de garantías esperadas, por encima de lo inicialmente previsto. En este entorno, el Grupo cierra el trimestre con unas ventas de 2.008 M€ y un EBIT pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración de -760 M€.

A pesar del desempeño económico financiero trimestral, es importante destacar el progreso del programa Mistral en la estabilización de las operaciones a corto plazo, principalmente las derivadas del lanzamiento de la plataforma Siemens Gamesa 5.X y de la situación de la cadena de suministro, con inflación y volatilidad en los costes de producto y disrupciones logísticas.

• En lo referente a la plataforma Siemens Gamesa 5.X, la compañía ha conseguido progresos con un volumen de fabricación e instalación creciente. Además, han mejorado los tiempos de entrega de proyectos.
• Dentro del impacto derivado de las condiciones de la cadena de suministro, especialmente los derivados de la inflación en costes de producto, hay que destacar que los nuevos pedidos que la compañía ha firmado cuentan con unas condiciones de protección frente a dichas condiciones muy superiores a las existentes en el pasado.

Adicionalmente, se ha completado la nueva organización que está operativa a partir del 1 de enero de 2023. La integración de las actividades de fabricación y de tecnología de Onshore y Offshore bajo una única dirección y el diseño y puesta en marcha de procesos más sólidos, se traducirán en una mejora de costes y calidad. También se ha avanzado en el ejercicio de reestructuración y se ha llegado a un acuerdo con los representantes de los trabajadores en España.

Tras el ejercicio 2023, la compañía espera una normalización del entorno de mercado que le permita retomar la senda de la rentabilidad y la generación de caja de forma progresiva, y alcanzar la visión a largo. Esta progresión hacia la rentabilidad primero y hacia la visión a largo plazo después se apoya en tres palancas clave:

• El crecimiento de ventas apoyado en un posicionamiento competitivo fortalecido y en la inversión acometida, dentro de un entorno de crecimiento global de la demanda, especialmente impulsado por el mercado Offshore.
• Los resultados del programa Mistral lanzado cuyo horizonte de actuación en el medio y largo plazo permitirá a Siemens Gamesa expandir el margen y maximizar el potencial de la compañía.
• El establecimiento de relaciones a largo plazo con suministradores y clientes que maximicen la creación de valor a lo largo de toda la cadena de valor eólica, protegiendo la rentabilidad de los fabricantes y demás participes frente a la inflación y volatilidad de precios.

Por último, hay que destacar que, junto a estas tres palancas, el desarrollo y la implementación de un marco adecuado que permita la consecución de los objetivos de descarbonización e independencia energética en Europa puede convertirse en un mecanismo clave para acelerar la consecución de los objetivos a largo plazo de la compañía. Dicho marco debe de:

• Desarrollar la energía eólica como pilar del sistema energético para apoyar la independencia energética.
• Considerar la industria como de importancia estratégica, es decir, asegurar el conocimiento (innovación) y los recursos para el desarrollo futuro.
• Convertir los objetivos en oportunidades reales a través de una concesión de permisos más rápida y visibilidad en los volúmenes de subasta a medio plazo que permita una inversión adecuada en capacidad de fabricación y empleo estable.
• Ayudar a estabilizar las cadenas de suministro, asegurando la compensación de la inflación en todos los niveles de acuerdos, especialmente los acuerdos de compra de energía para desarrolladores de proyectos; y asegurar criterios cualitativos suficientes para la elección de desarrolladores y socios de la cadena de suministro de todos los niveles.
• Apoyar la innovación nacional y fomentar la competencia tecnológica.
• Establecer un terreno de juego justo siguiendo las reglas de la OMC.

En esta dirección se encuentran tanto la Ley para la Reducción de la Inflación EE.UU. como el programa REPowerEU y los comentarios recientemente realizados por la presidente de la Comisión Europea, lo que refuerza las buenas perspectivas de crecimiento futuro de la demanda y el gran potencial de la industria eólica.

Anexo

Estados Financieros Octubre 2022 - Diciembre 2022

Cuenta de Resultados

EUR en millones	Octubre - Diciembre 2021	Octubre - Diciembre 2022
Importe neto de la cifra de negocios	1.829	2.008
Coste de ventas	(2.021)	(2.669)
Margen Bruto	(192)	(661)
Gastos de Investigación y Desarrollo	(69)	(82)
Gastos de ventas y gastos generales de administración	(120)	(141)
Otros ingresos de explotación	6	7
Otros gastos de explotación	(2)	(2)
Ingresos (pérdidas) de inversiones contabilizadas según el método de la participación	1	(1)
Ingresos financieros	4	12
Gastos financieros	(10)	(23)
Otros ingresos (gastos) financieros	1	(14)
Ingreso de operaciones continuadas antes de impuestos	(381)	(905)
Impuestos sobre beneficios	(22)	21
Resultados de operaciones continuadas	(403)	(884)
Resultado del ejercicio procedente de operaciones interrumpidas, neto de impuesto	-	-
Participaciones no dominantes	-	-
Resultado del ejercicio atribuible a los accionistas de SGRE	(403)	(884)

Balance de situación

EUR en millones	31.12.2021	30.09.2022	31.12.2022
Activos: Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	1.332	1.242	1.197
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar	885	1.100	1.153
Otros activos financieros corrientes	285	402	247
Deudores comerciales, empresas vinculadas	6	6	6
Activos por contrato	1.406	1.419	1.436
Existencias	2.007	2.313	2.532
Activos por impuesto corriente	165	210	212
Otros activos corrientes	524	691	631
Total activo corriente	6.609	7.382	7.414
Fondo de comercio	4.709	4.967	4.692
Otros activos intangibles	1.624	1.585	1.525
Inmovilizado material	2.654	2.799	2.787
Inversiones contabilizadas según el método de la participación	80	93	92
Otros activos financieros	211	239	196
Activos por Impuesto diferido	494	576	643
Otros activos	9	7	6
Total activo no corriente	9.781	10.266	9.942
Total activo	16.391	17.648	17.355
Pasivo y Patrimonio neto:
Deuda financiera corriente	590	546	1.322
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar	2.695	3.396	3.085
Otros pasivos financieros corrientes	190	270	211
Acreedores comerciales, empresas vinculadas	18	57	39
Pasivos por contrato	3.421	4.148	4.567
Provisiones corrientes	1.121	1.020	1.066
Pasivos por impuesto corriente	154	212	244
Otros pasivos corrientes	671	747	778
Total pasivo corriente	8.859	10.396	11.312
Deuda financiera	1.840	1.927	1.800
Obligaciones por prestaciones al personal	19	11	14
Impuestos diferidos pasivos	145	83	95
Provisiones	1.231	1.151	1.237
Otros pasivos financieros	104	166	117
Otros pasivos	25	52	76
Total pasivo no corriente	3.364	3.389	3.339
Capital social	116	116	116
Prima de emisión	5.932	5.932	5.932
Resultado ejercicio anterior y otros componentes del P.Neto	(1.881)	(2.186)	(3.345)
Participaciones minoritarias	1	1	1
Total Patrimonio Neto	4.168	3.863	2.704
Total Pasivo y Patrimonio Neto	16.391	17.648	17.355

(*) Las cifras comparativas del ejercicio anterior han sido ajustadas como consecuencia de un cambio en las políticas contables en relación con los instrumentos financieros derivados (Efecto neto de disminución en patrimonio neto consolidado a 1 de octubre de 2022 por importe de 4,6 M€. El efecto en la cuenta de resultados consolidada del primer trimestre del ejercicio 2022 no es material).

Estado de flujos de efectivo

EUR en millones	Octubre - Diciembre 2021	Octubre - Diciembre 2022
Resultado antes de impuestos	(381)	(905)
Amortizaciones + PPA	176	193
Otros PyG (*)	18	37
Variación capital circulante con efecto en flujo de caja (***)	(583)	60
Dotación de provisiones (**)	184	323
Uso de provisiones (**)	(100)	(125)
Inversiones en activos fijos - CAPEX	(129)	(166)
Inversiones en arrendamientos (****)	(69)	(36)
Uso provisiones de Adwen (**)	(8)	(21)
Pago de impuestos	(13)	(20)
Adquisiciones de negocios, neto del efectivo adquirido	-	-
Otros	14	(33)
Flujo de caja del ejercicio	(890)	(694)
Caja / (Deuda financiera neta) Inicial	(207)	(1.232)
Caja / (Deuda financiera neta) Final	(1.097)	(1.925)
Variación de Caja Financiera Neta	(890)	(694)

(*) Otros gastos (ingresos) no en efectivo, incluyendo los ingresos (pérdidas) de inversiones contabilizadas según el método de la participación.

(**) Los epígrafes "Dotación de provisiones", "Uso de provisiones" y "Uso provisiones de Adwen" están incluidos dentro del apartado "Cambios en otros activos y pasivos" del estado consolidado de Flujos de Efectivo.

(***) El epígrafe "Variación capital circulante con efecto en flujo de caja" contiene principalmente los siguientes epígrafes del estado consolidado de Flujos de Efectivo: "Existencias", "Activos por contrato", "Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar", "Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar", "Pasivos por contrato" y "Cambios en otros activos y pasivos" (excluyendo el anteriormente explicado efecto de las provisiones).

(****) Adquisición de activos bajo arrendamiento de acuerdo con NIIF 16; este concepto se encontraba incluido en el epígrafe "Variación capital circulante con efecto en flujo de caja" en la información financiera reportada previamente. Dicho epígrafe se ha modificado en la información comparativa para el desglose separado de las inversiones en arrendamientos.

Principales posiciones de balance

EUR en millones	31.12.2021	30.09.2022	31.12.2022
Propiedad, planta y equipos	2.654	2.799	2.787
Fondo de comercio e intangibles	6.333	6.551	6.217
Capital Circulante	(1.978)	(2.818)	(2.711)
Otros activos, neto (*)	652	797	728
Total	7.660	7.329	7.022
Deuda neta / (caja)	1.097	1.232	1.925
Provisiones (**)	2.371	2.182	2.316
Fondos propios	4.168	3.863	2.704
Otros pasivos	25	52	76
Total	7.660	7.329	7.022

(*) El apartado "Otros activos, neto" contiene los siguientes epígrafes del Balance de situación consolidado: "Otros activos financieros corrientes", "Inversiones contabilizadas según el método de la participación", "Otros activos financieros", "Otros activos", "Otros pasivos financieros corrientes", "Otros pasivos financieros", "Activos por impuesto corriente", "Pasivos por impuesto corriente", "Activos por impuesto diferido" y "Pasivos por impuesto diferido".

(**) El apartado "Provisiones" contiene los siguientes epígrafes del Balance de situación consolidado: "Provisiones Corrientes y no Corrientes" y "Obligaciones por prestaciones al personal".

Nota: Balance resumido mostrando las principales posiciones netas de balance principalmente en el lado de los activos.

Anexo

Medidas Alternativas de Rendimiento

La información financiera de Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE) contiene magnitudes y medidas preparadas de acuerdo con la normativa contable aplicable, así como otras medidas denominadas Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR). Las MARes se consideran magnitudes ajustadas respecto de aquellas que se presentan de acuerdo con NIIF-UE, y por tanto deben ser consideradas por el lector como complementarias, pero no sustitutivas de éstas.

Las MARes son importantes para los usuarios de la información financiera porque son las medidas que utiliza la Dirección de SGRE para evaluar su rendimiento financiero, los flujos de efectivo o la situación financiera en la toma de decisiones financieras, operativas o estratégicas del Grupo.

Las MARes contenidas en la información financiera de SGRE, y que no son directamente reconciliables con los estados financieros de acuerdo con NIIF-UE, son las siguientes:

Deuda Financiera Neta – (DFN)

La Deuda Financiera Neta (DFN) se calcula como la suma de las deudas con entidades financieras (incluyendo los préstamos subvencionados) de la compañía menos el efectivo y los equivalentes de efectivo.

La Deuda Financiera Neta es la principal MAR que utiliza la Dirección de Siemens Gamesa Renewable Energy para medir el nivel de endeudamiento del Grupo y su grado de apalancamiento.

M€	31.12.2020	31.03.2021	30.06.2021	30.09.2021
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	1.533	1.515	1.400	1.961
Deuda financiera corriente	(636)	(607)	(540)	(382)
Deuda financiera a largo plazo	(1.372)	(1.680)	(1.698)	(1.786)
Caja / (Deuda Financiera Neta)	(476)	(771)	(838)	(207)

M€	31.12.2021	31.03.2022	30.06.2022	30.09.2022	31.12.2022
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	1.332	1.058	1.237	1.242	1.197
Deuda financiera corriente	(590)	(1.442)	(1.687)	(546)	(1.322)
Deuda financiera a largo plazo	(1.840)	(1.347)	(1.825)	(1.927)	(1.800)
Caja / (Deuda Financiera Neta)	(1.097)	(1.731)	(2.275)	(1.232)	(1.925)

Capital Circulante – (WC)

El Capital Circulante (WC – "Working Capital") se calcula como la diferencia entre el activo circulante y el pasivo circulante. Los conceptos de activo y pasivo circulante excluyen todas las partidas que se clasifiquen como Deuda Financiera Neta, como es el caso de la partida de Efectivo y equivalentes de efectivo.

El Capital Circulante refleja la parte del Capital Empleado invertido en activos operativos netos. Esta medida es utilizada por la Dirección de Siemens Gamesa Renewable Energy en la gestión y toma de decisiones relacionada con el ciclo de conversión de caja del negocio, en especial la gestión de inventarios, cuentas a cobrar comerciales y cuentas a pagar comerciales. Una gestión efectiva del capital circulante conlleva un nivel de inversión óptimo en capital circulante que no pone en riesgo la solvencia de la empresa para hacer frente a sus obligaciones de pago a corto plazo.

M€	31.12.2020	31.03.2021	30.06.2021	30.09.2021
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar	1.150	1.054	1.157	901
Deudores comerciales, empresas vinculadas	1	5	4	5
Activos por contrato	1.517	1.464	1.657	1.468
Existencias	1.718	1.886	1.901	1.627
Otros activos corrientes	467	449	553	520
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar	(2.346)	(2.493)	(2.880)	(2.900)
Acreedores comerciales, empresas vinculadas	(47)	(38)	(25)	(22)
Pasivos por contrato	(3.393)	(3.237)	(3.209)	(3.386)
Otros pasivos corrientes	(767)	(728)	(780)	(709)
Capital Circulante	(1.699)	(1.639)	(1.621)	(2.496)

(*) A efectos comparativos después de ajustes al balance de apertura de negocios adquiridos (Asignación del precio de compra ("PPA") de las combinaciones de negocio de Senvion, de acuerdo con IFRS 3).

M€	31.12.2021	31.03.2022	30.06.2022	30.09.2022	31.12.2022
Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar	885	1.247	1.001	1.100	1.153
Deudores comerciales, empresas vinculadas	6	6	7	6	6
Activos por contrato	1.406	1.356	1.545	1.419	1.436
Existencias	2.007	2.300	2.369	2.313	2.532
Otros activos corrientes	524	552	612	691	631
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar	(2.695)	(2.902)	(3.045)	(3.396)	(3.085)
Acreedores comerciales, empresas vinculadas	(18)	(26)	(29)	(57)	(39)
Pasivos por contrato	(3.421)	(3.686)	(3.585)	(4.148)	(4.567)
Otros pasivos corrientes	(671)	(623)	(620)	(747)	(778)
Capital Circulante	(1.978)	(1.777)	(1.745)	(2.818)	(2.711)

La ratio de capital circulante sobre ventas se calcula a partir del capital circulante a una fecha determinada dividido entre las ventas de los últimos doce meses.

Inversiones de capital (CAPEX)

Las Inversiones en capital (CAPEX o "CAPital EXpenditures") son las inversiones realizadas durante el periodo en activos de propiedades, planta y equipo, y activos intangibles con el objetivo de generar beneficios en el futuro (y mantener la capacidad de generación de beneficios actual, en el caso del CAPEX de mantenimiento). Esta MAR no incluye la asignación del precio de compra (el ejercicio de PPA) a los activos materiales e inmateriales en el contexto de una combinación de negocios (p.ej. la fusión de Siemens Wind Power y Gamesa). Esta MAR tampoco incluye las adiciones de activos por derecho de uso (primera aplicación de la NIIF 16 a partir del 1 de octubre de 2019).

M€	1T 22	1T 23
Adquisición de activos intangibles	(38)	(46)
Adquisición de propiedades, planta y equipo	(91)	(121)
CAPEX	(129)	(166)

El cálculo de este indicador y su comparable para los últimos doce meses (LTM- "Last twelve months") es el siguiente:

M€	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
Adquisición de activos intangibles	(48)	(43)	(60)	(46)	(196)
Adquisición de propiedades, planta y equipo	(145)	(140)	(220)	(121)	(625)
CAPEX	(192)	(183)	(280)	(166)	(821)

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
Adquisición de activos intangibles	(50)	(45)	(54)	(38)	(187)
Adquisición de propiedades, planta y equipo	(99)	(118)	(171)	(91)	(479)
CAPEX	(149)	(163)	(225)	(129)	(665)

Definiciones de Flujos de Caja

Generación (Flujo) de Caja operativa bruta (Gross Operating Cash Flow): cantidad de efectivo generada por las operaciones ordinarias de la compañía excluyendo el consumo de capital circulante y la inversión en capital (CAPEX). SGRE incluye el flujo correspondiente a los gastos financieros netos dentro de la generación de caja operativa bruta. El flujo de caja operativo bruto resulta de ajustar en el resultado del periodo aquellos elementos ordinarios que no tienen naturaleza de efectivo (principalmente depreciación y amortización y dotación de provisiones).

M€	1T 22	1T 23
Resultado antes de impuestos	(381)	(905)
Amortizaciones + PPA	176	193
Otros PyG (*)	18	37
Dotación de provisiones	184	323
Uso de provisiones (sin uso de Adwen)	(100)	(125)
Pago de impuestos	(13)	(20)
Flujo de caja operativo bruto	(116)	(497)

(*) Otros gastos (ingresos) no en efectivo, incluyendo los ingresos (pérdidas) de inversiones contabilizadas según el método de la participación.

El Flujo de Caja se calcula como la variación de Deuda Financiera Neta (DFN) entre dos fechas de cierre.

Precio medio de venta en la entrada de pedidos Onshore (ASP – Entrada de pedidos)

Valor monetario promedio por MW de entradas de pedidos registrados en el periodo en la división de Aerogeneradores Onshore por unidad registrada (medida en MW). El ASP está afectado por una variedad de factores (alcance de proyecto, distribución geográfica, producto, tipo de cambio, precios, etc.) y no es representativo del nivel y tendencia de la rentabilidad.

El cálculo de este indicador y sus comparables para los últimos doce meses (LTM-"Last Twelve Months") es el siguiente:

	2T 22 (*)	3T 22 (*)	4T 22 () (*)	1T 23 (*)	LTM Dic 22
Entrada pedidos Onshore Wind (M€)	209	1.068	1.129	909	3.314
Entrada pedidos Onshore Wind (MW)	255	1.204	1.360	961	3.780
ASP Entrada pedidos Wind Onshore	0,82	0,89	0,83	0,95	0,88

(*) Entrada de pedidos AEG ON solo incluye pedidos eólicos. Sin incluir pedidos de la actividad solar.

(**) Entrada de pedidos AEG ON (M€) no incluye el efecto de la venta de la cartera de activos de promoción de parques eólicos por importe de 613 M€ en 4T 22.

	2T 21 (*)	3T 21 (*)	4T 21 (*)	1T 22 (*)	LTM Dic 21
Entrada pedidos Onshore Wind (M€)	1.330	856	867	1.361	4.414
Entrada pedidos Onshore Wind (MW)	2.113	1.352	1.376	1.791	6.632
ASP Entrada pedidos Wind Onshore	0,63	0,63	0,63	0,76	0,67

(*) Entrada de pedidos AEG ON solo incluye pedidos eólicos. Sin incluir pedidos de la actividad solar. Pedidos de la actividad solar ascienden en el 2T 21 a 51 M€, en el 3T 21 a -16 M€, en el 4T 21 a 0 M€ y en el 1T 22 a 0 M€.

	2T 20 (*)	3T 20 (*)	4T 20 (*)	1T 21 (*)	LTM Dic 20
Entrada pedidos Onshore Wind (M€)	1.289	872	1.698	1.619	5.478
Entrada pedidos Onshore Wind (MW)	1.645	1.200	2.713	2.360	7.919
ASP Entrada pedidos Wind Onshore	0,78	0,73	0,63	0,69	0,69

(*) Entrada de pedidos AEG ON solo incluye pedidos eólicos. Sin incluir pedidos de la actividad solar. Pedidos de la actividad solar ascienden en el 2T 20 a 61 M€, en el 3T 20 a 0 M€, en el 4T 20 a 0 M€ y en el 1T 21 a 0 M€.

Entrada de pedidos, Ingresos y EBIT

Entrada Pedidos (en EUR) LTM (Últimos Doce Meses): se calcula como agregación de la entrada de pedidos (en EUR) trimestrales de los últimos cuatro trimestres.

M€	2T 22	3T 22	4T 22 (*)	1T 23	LTM Dic 22
De los cuales AEG	529	3.162	3.308	1.121	8.121
De los cuales AEG ON	209	1.068	1.743	909	3.928
De los cuales AEG OF	321	2.094	1.566	212	4.193
Servicios	669	361	1.097	488	2.614
TOTAL	1.198	3.523	4.405	1.609	10.735

(*) Entrada de pedidos AEG ON (M€) incluye el efecto de la venta de la cartera de activos de promoción de parques eólicos por importe de 613 M€ en 4T 22.

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
De los cuales AEG	4.258	986	1.755	1.777	8.777
De los cuales AEG ON	1.381	840	867	1.361	4.450
De los cuales AEG OF	2.877	146	888	416	4.327
Servicios	1.242	534	1.129	695	3.599
TOTAL	5.500	1.520	2.884	2.472	12.376

Entrada Pedidos (en MW) LTM (Últimos Doce Meses): se calcula como agregación de la entrada de pedidos (en MW) trimestrales de los últimos cuatro trimestres.

MW	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
AEG ON	255	1.204	1.360	961	3.780
AEG OF	-	1.753	1.036	-	2.789
TOTAL	255	2.957	2.396	961	6.569
MW	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
AEG ON	2.113	1.352	1.376	1.791	6.632
AEG OF	2.607	24	847	253	3.731

Ventas LTM (Últimos Doce Meses): se calcula como agregación de las ventas trimestrales de los últimos cuatro trimestres.

M€	2T 22	3T 22	4T 22 (*)	1T 23	LTM Dic 22
AEG	1.662	1.904	2.651	1.580	7.798
De los cuales AEG ON	931	1.096	1.875	751	4.652
De los cuales AEG OF	732	808	777	829	3.146
Servicios	515	532	721	428	2.195
TOTAL	2.177	2.436	3.372	2.008	9.993

(*) Ventas AEG ON (M€) incluye el efecto de la venta de la cartera de activos de promoción de parques eólicos por importe de 613 M€ en 4T 22.

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
AEG	1.902	2.179	2.292	1.400	7.773
De los cuales AEG ON	1.154	1.328	1.463	941	4.885
De los cuales AEG OF	748	851	829	460	2.888
Servicios	434	525	571	429	1.959
TOTAL	2.336	2.704	2.863	1.829	9.732

EBIT (Earnings Before Interest and Taxes): resultado de explotación de la cuenta de resultados consolidada de los estados financieros. Se calcula como Resultado del ejercicio antes de impuestos, antes del resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación, antes de los ingresos y gastos financieros y antes de otros ingresos/(gastos) financieros netos.

EBIT (Earnings Before Interest and Taxes) pre PPA y costes de integración y reestructuración: resulta de excluir del EBIT los costes de integración y reestructuración y el impacto de la amortización del valor razonable de los activos intangibles procedentes del PPA (Asignación Precio de Compra).

• Los costes de integración son gastos de carácter único (one-time expense) (naturaleza temporal limitados en el tiempo) relacionados con la integración de las dos sociedades anteriores, o de otro negocio adquirido, excluyendo cualquier coste de reestructuración.
• Los costes de reestructuración son gastos de personal u otros no relacionados con el personal que se derivan de una reestructuración (por ejemplo, cierres de localizaciones), cuando la reestructuración hace referencia a medidas que modifican significativamente el alcance del negocio llevado a cabo o la manera en que se dirige el negocio.

M€	1T 22	1T 23
RESULTADO DEL EJERCICIO ANTES DE IMPUESTOS	(381)	(905)
(-) Resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación	(1)	1
(-) Ingresos financieros	(4)	(12)
(-) Gastos financieros	10	23
(-) Otros ingresos/gastos financieros, neto	(1)	14
EBIT	(377)	(878)
(-) Costes de integración	8	8
(-) Costes de reestructuración	3	56
(-) Impacto PPA	57	55
EBIT pre-PPA y costes de integración y reestructuración	(309)	(760)

Margen EBIT: ratio resultante de dividir el beneficio operativo (EBIT) entre las ventas del periodo, que coinciden con la cifra neta de negocios de la cuenta de resultados consolidada para el periodo.

EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization): se calcula como el EBIT antes de amortización, depreciación y deterioros de fondo de comercio, activos intangibles y de activos de propiedad, planta y equipo.

M€	1T 22	1T 23
EBIT	(377)	(878)
Amortización, depreciación y deterioros de activos intangibles y propiedad, planta y equipo	176	193
EBITDA	(201)	(685)

EBITDA LTM (Últimos doce meses): se calcula como agregación de los EBITDA trimestrales de los últimos cuatro trimestres.

M€	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
EBIT	(385)	(459)	280	(878)	(1.443)
Amortización, depreciación y deterioros de activos intangibles y propiedad, planta y equipo	198	258	208	193	857
EBITDA	(187)	(201)	488	(685)	(586)

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
EBIT	(19)	(238)	(279)	(377)	(914)
Amortización, depreciación y deterioros de activos intangibles y propiedad, planta y equipo	182	192	203	176	753
EBITDA	163	(46)	(77)	(201)	(161)

Resultado del ejercicio y resultado del ejercicio por acción (BNA)

Resultado del ejercicio: resultado neto consolidado del ejercicio atribuible a la sociedad dominante.

Resultado del ejercicio por acción (BNA): resultado de dividir el resultado neto del ejercicio entre el número promedio de acciones en circulación (excluyendo acciones propias) en el periodo.

	1T 22	1T 23
Resultado del ejercicio (M€)	(403)	(884)
Número de acciones (unidades)	680.445.089	680.854.143
BNA (€/acción)	(0,59)	(1,30)

Otros indicadores

Cobertura de ventas: La cobertura de ventas es una ratio que indica, en cada momento, la cuantía del objetivo de ventas anuales del Grupo que ya se encuentra asegurada mediante los contratos en firme de la cartera de pedidos que se ejecutarán en el ejercicio, y las ventas ya realizadas hasta el momento. La ratio de cobertura de ventas se calcula como porcentaje sobre el objetivo de ventas comunicado para el ejercicio. En consecuencia, la ausencia de guías para las ventas del Grupo del ejercicio FY23 hace que este indicador no esté disponible. La información histórica sobre este indicador puede consultarse en los Informes de Actividad de periodos anteriores.

Ratio de entrada de pedidos sobre ventas (Book-to-bill): ratio de entrada de pedidos (medidos en EUR) sobre actividad/ventas (medidos en EUR) de un mismo periodo. La evolución de la ratio de Book-to-Bill da una indicación de la tendencia del volumen de ventas a futuro.

Ratio de entrada de pedidos sobre ventas LTM (Book-to-Bill LTM): se calcula a partir de la agregación de las ventas y entradas de pedidos trimestrales de los últimos cuatro trimestres.

M€	2T 22	3T 22	4T 22 (*)	1T 23	LTM Dic 22
Entrada pedidos	1.198	3.523	4.405	1.609	10.735
Ventas	2.177	2.436	3.372	2.008	9.993
Book-to-Bill	0,6	1,4	1,3	0,8	1,1

(*) Entrada de pedidos & Ventas (M€) incluye el efecto de la venta de la cartera de activos de promoción de parques eólicos por importe de 613 M€ en 4T 22.

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
Entrada pedidos	5.500	1.520	2.884	2.472	12.376
Ventas	2.336	2.704	2.863	1.829	9.732
Book-to-Bill	2,4	0,6	1,0	1,4	1,3

Tasa de Reinversión: ratio de CAPEX dividido por la depreciación, amortización y deterioros (excluyendo el impacto de la amortización del valor razonable de los activos intangibles procedentes del PPA). De acuerdo con la definición de CAPEX, el importe de amortización, depreciación y deterioros no incluye la amortización, depreciación y deterioros de los activos por derecho de uso (primera aplicación de la NIIF 16 a partir del 1 de octubre de 2019).

M€	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
CAPEX (1)	192	183	280	166	821
Amortización, depreciación y deterioros (a)	198	258	208	193	857
Amortización, depreciación y deterioros de activos por derecho de uso (NIIF 16) (b)	37	38	38	39	152
Amortización PPA intangible (c)	57	55	55	55	222
Depreciación y Amortización (exc. PPA) (2=a-b-c)	104	165	115	100	483
Tasa de reinversión (1/2)	1,9	1,1	2,4	1,7	1,7

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
CAPEX (1)	149	163	225	129	665
Amortización, depreciación y deterioros (a)	182	192	203	176	753
Amortización, depreciación y deterioros de activos por derecho de uso (NIIF 16) (b)	29	30	32	34	126
Amortización PPA intangible (b)	59	56	55	57	227
Depreciación y Amortización (exc. PPA) (2=a-b-c)	94	105	115	86	401
Tasa de reinversión (1/2)	1,6	1,5	1,9	1,5	1,7

Margen Bruto (también denominado "Beneficio Bruto"): se calcula como diferencia entre el importe neto de la cifra de negocio y el coste de las ventas, obtenidos de la cuenta de resultados consolidada.

Margen Bruto (pre PPA y costes I&R) (también denominado "Beneficio Bruto (pre PPA y costes I&R)"): resultado de excluir del Margen Bruto o Beneficio Bruto los costes de integración y reestructuración y el impacto de la amortización del valor razonable de los activos intangibles procedentes del PPA (asignación del precio de compra). El resultado de dividir este indicador entre las ventas del periodo, que coinciden con la cifra neta de negocios de la cuenta de resultados consolidada para el periodo, se denomina así mismo, Margen Bruto (pre PPA y costes I&R) y se expresa como porcentaje.

• Los costes de integración son gastos de carácter único (one-time expense) (naturaleza temporal limitados en el tiempo) relacionados con la integración de las dos sociedades anteriores, o de otro negocio adquirido, excluyendo cualquier coste de reestructuración.
• Los costes de reestructuración son gastos de personal u otros no relacionados con el personal que se derivan de una reestructuración (por ejemplo, cierres de localizaciones), cuando la reestructuración hace referencia a medidas que modifican significativamente el alcance del negocio llevado a cabo o la manera en que se dirige el negocio.

M€	1T 22	1T 23
Beneficio Bruto	(192)	(661)
Amortización PPA intangible	41	39
Costes Integración	5	6
Costes Reestructuración	2	51
Beneficio Bruto (pre PPA y costes I&R)	(144)	(565)

El cálculo de este indicador y su comparable para los últimos doce meses (LTM-"Last Twelve Months") es el siguiente:

M€	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
Beneficio Bruto	(202)	(272)	500	(661)	(635)
Amortización PPA intangible	41	39	39	39	159
Costes Integración	12	10	20	6	48
Costes Reestructuración	3	41	10	51	106
Beneficio Bruto (pre PPA y costes I&R)	(146)	(182)	570	(565)	(323)

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
Beneficio Bruto	199	(29)	(107)	(192)	(129)
Amortización PPA intangible	44	42	40	41	167
Costes Integración	21	19	24	5	69
Costes Reestructuración	37	4	3	2	45
Beneficio Bruto (pre PPA y costes I&R)	301	36	(41)	(144)	151

Costes Integración y Reestructuración: ver Margen Bruto (pre PPA y costes I&R) y EBIT (Earnings Before Interest and Taxes) pre PPA y costes I&R.

M€	1T 22	1T 23
Beneficio Bruto	6	57
Investigación y Desarrollo	2	2
Administración y Ventas	3	5
Otros	0	0
Costes Integración y Reestructuración	11	63

M€	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
Beneficio Bruto	15	52	30	57	154
Investigación y Desarrollo	5	4	-10	2	1
Administración y Ventas	4	6	20	5	35
Otros	0	0	0	0	0
Costes Integración y Reestructuración	24	62	40	63	189

M€	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
Beneficio Bruto	57	23	27	6	113
Investigación y Desarrollo	3	1	2	2	8
Administración y Ventas	10	6	14	3	33
Otros	1	1	5	0	7
Costes Integración y Reestructuración	71	31	48	11	161

MWe: indicador de actividad (unidad física de venta) que se utiliza para medir el progreso de la fabricación de aerogeneradores por grado de avance. El indicador de MWe no recoge procesos posteriores a la fabricación (obra civil, instalación, puesta en marcha, etc.) que también generan ventas monetarias.

MWe	2T 22	3T 22	4T 22	1T 23	LTM Dic 22
Onshore	1.502	1.529	1.794	1.080	5.906
MWe	2T 21	3T 21	4T 21	1T 22	LTM Dic 21
Onshore	1.927	2.404	2.223	1.195	7.749

Coste de energía (LCOE/COE): el coste de convertir una fuente de energía, por ejemplo el viento, en electricidad medido en unidad monetaria por MWh. Se calcula teniendo en cuenta todos los costes incurridos durante la vida del activo (incluyendo construcción, financiación, combustible, operación y mantenimiento, impuestos e incentivos) divididos entre la producción total esperada para dicho activo durante su vida útil.

Se advierte que, debido al redondeo, es posible que las cifras presentadas en este documento no coincidan exactamente con los totales indicados y que los porcentajes no reflejen exactamente las cifras absolutas presentadas.

Glosario y definiciones para Medidas Alternativas de Rendimiento

La definición y conciliación de las medidas de rendimiento alternativas (MARes) se utilizan y divulgan en este informe de actividad y se utilizan además en la presentación asociada a estos resultados y a resultados previos. Este glosario contiene un resumen de los principales términos y MARes utilizados en este documento, pero no reemplaza las mencionadas definiciones y conciliaciones.

AEP (Annual Energy Production): producción anual de energía.

Book & Bill: cantidad de pedidos (en €) que deben reservarse y cumplirse en un período de tiempo determinado para generar ingresos sin tiempo de entrega material (pedidos "entrantes" en un período de tiempo determinado).

Ratio Book-to-Bill: ratio de contratación nueva (€) sobre actividad o ventas (€) en un periodo dado. La evolución de la ratio Book-to-Bill da una indicación de la tendencia del volumen de ventas a futuro.

Capital Circulante: se calcula como la diferencia entre el activo circulante y el pasivo circulante. Los conceptos de activo y pasivo circulante excluyen todas las partidas que por su naturaleza se clasifiquen como Deuda Financiera Neta, como es el caso de la partida de Efectivo y equivalentes de efectivo.

Deuda financiera neta (DFN): calculada como la suma de las deudas con entidades financieras de la compañía menos el efectivo y los equivalentes de efectivo.

EBIT (Earnings Before Interest and Taxes): resultado de explotación de la cuenta de resultados consolidada de los estados financieros. Se calcula como Resultado de ejercicio antes de impuestos, antes del resultado de inversiones contabilizadas por el método de la participación, antes de los ingresos y gastos financieros y antes de otros ingresos/(gastos) financieros netos.

EBIT (Earnings Before Interest and Taxes) pre PPA y antes de costes de integración y reestructuración: resulta de excluir del EBIT los costes de integración y reestructuración y el impacto de la amortización del valor razonable de los activos intangibles procedentes del PPA (Asignación Precio de Compra).

• Los costes de integración son gastos de carácter único (one-time expense) (naturaleza temporal – limitados en el tiempo) relacionados con la integración de las dos sociedades anteriores, o de otro negocio adquirido, excluyendo cualquier coste de reestructuración.

• Los costes de reestructuración son gastos de personal u otros no relacionados con el personal que se derivan de una reestructuración (por ejemplo, cierres de localizaciones), cuando la reestructuración hace referencia a medidas que modifican significativamente el alcance del negocio llevado a cabo o la manera en que se dirige el negocio.

EBITDA: se calcula como el EBIT antes de amortización, depreciación y deterioros de fondo de comercio, activos intangibles y de activos de propiedad, planta y equipo.

Flujo de Caja operativo bruto: cantidad de efectivo generada por las operaciones ordinarias de la compañía excluyendo el consumo de capital circulante, inversión en capital (CAPEX), pagos relacionados con provisiones de Adwen y otros, principalmente impactos de tipo de cambio. SGRE incluye el flujo correspondiente a los gastos financieros netos dentro de la generación de caja operativa bruta. El flujo de caja operativo bruto resulta de añadir al beneficio neto durante el ejercicio aquellos elementos ordinarios que no tienen naturaleza de efectivo (depreciación y amortización, dotación de provisiones) y el resultado consolidado por el método de la participación.

Inversiones (CAPEX): se refiere a las inversiones realizadas durante el período en propiedades, planta y equipo y activos intangibles para generar beneficios futuros (y mantener la capacidad actual de generar beneficios, en el caso de las inversiones de mantenimiento).

LTM: últimos doce meses.

MWe: indicador de actividad (unidad física de venta) que se utiliza para medir el progreso de la fabricación de aerogeneradores por grado de avance. El indicador de MWe no recoge procesos posteriores a la fabricación (obra civil, instalación, puesta en marcha…) que también generan ventas monetarias.

PI: Propiedad Intelectual.

Precio medio de venta (ASP), en la contratación: Valor medio de la contratación percibido por el segmento de AEG por unidad contratada (medido en MW). Excluye el valor de los pedidos solares.

Tasa de reinversión: ratio de CAPEX dividido por la depreciación y amortización (excluyendo el impacto de la amortización del PPA en el valor de los intangibles).

TCAC: Tasa de crecimiento anual compuesto.

Advertencia

"El presente documento ha sido elaborado por Siemens Gamesa Renewable Energy, quien lo difunde exclusivamente a efectos informativos. Este documento contiene enunciados que son manifestaciones de futuro, e incluye declaraciones con respecto a nuestra intención, creencia o expectativas actuales sobre las tendencias y acontecimientos futuros que podrían afectar a nuestra condición financiera, a los resultados de nuestras operaciones o al precio de nuestra acción. Estas manifestaciones pueden identificarse con palabras como "esperamos", "anticipamos", "pretendemos", "planeamos", "creemos", "buscamos", "estimamos", "haremos", "proyectamos" o palabras de significado similar. También podemos hacer manifestaciones de futuro en otros informes, presentaciones, material entregado a los accionistas y comunicados de prensa. Además, nuestros representantes pueden hacer en alguna ocasión manifestaciones verbales a futuro. Estas manifestaciones de futuro no son garantías del desempeño e implican riesgos e incertidumbres. En consecuencia, los resultados reales pueden diferir considerablemente de los resultados de las manifestaciones de futuro, como consecuencia de diversos factores, riesgos e incertidumbres, tales como factores económicos, competitivos, regulatorios o comerciales. El valor de las inversiones puede subir o bajar, circunstancia que el inversor debe asumir incluso a riesgo de no recuperar el importe invertido, en parte o en su totalidad. Igualmente, el anuncio de rentabilidades pasadas no constituye promesa o garantía de rentabilidades futuras.

Los datos, opiniones, estimaciones y proyecciones que se incluyen en el presente documento se refieren a la fecha que figura en el mismo y se basan en previsiones de la propia compañía y en fuentes de terceras personas, por lo que Siemens Gamesa Renewable Energy, no garantiza que su contenido sea exacto, completo, exhaustivo y actualizado y, consecuentemente, no debe confiarse en él como si lo fuera. Tanto la información como las conclusiones contenidas en el presente documento se encuentran sujetas a cambios sin necesidad de notificación alguna. Siemens Gamesa Renewable Energy no asume ninguna obligación de actualizar públicamente ni revisar las manifestaciones de futuro, ya sea como resultado de nueva información, acontecimientos futuros o de otros efectos.

Los resultados y evolución señalados podrían diferir sustancialmente de aquellos señalados en este documento. En ningún caso deberá considerarse este documento como una oferta de compra o venta de valores, ni asesoramiento ni recomendación para realizar cualquier otra transacción. Este documento no proporciona ningún tipo de recomendación de inversión, ni asesoramiento legal, fiscal, ni de otra clase, y nada de lo que en él se incluye debe ser tomado como base para realizar inversiones o tomar decisiones.

Todas y cada una de las decisiones que cualquier tercero adopte como consecuencia de la información, reportes e informes que contiene este documento, es de exclusiva y total responsabilidad y riesgo de dicho tercero, y Siemens Gamesa Renewable Energy, no se responsabiliza por los daños que pudieran derivarse de la utilización del presente documento o de su contenido.

Este documento ha sido proporcionado exclusivamente como información y no puede ser reproducido o distribuido a cualquier tercero, ni puede ser publicado total o parcialmente por ninguna razón sin el previo consentimiento por escrito de Siemens Gamesa Renewable Energy.

Siemens Gamesa Renewable Energy prepara y publica su Información Financiera en miles de euros (a menos que se indique de otra forma). Debido al redondeo, las cifras presentadas pueden no sumar exactamente los totales indicados.

En el caso de duda prevalece la versión del presente documento en español."

Nota sobre Medidas Alternativas de Rendimiento (MARes)

Este documento incluye medidas financieras suplementarias que son o pueden ser medidas alternativas de rendimiento (medidas no PCGA). Estas medidas financieras complementarias no deben considerarse de forma aislada o como alternativas a las medidas de los activos netos y la situación financiera o los resultados de las operaciones de Siemens Gamesa Renewable Energy tal y como se presentan en sus estados financieros consolidados. Otras compañías que informan o describen medidas alternativas de rendimiento de título similar pueden calcularlas de forma diferente.