Quarterly Report • Jul 24, 2023
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
24 de julio de 2023
| 1. | Resumen ejecutivo | 3 |
|---|---|---|
| 2. | Factores clave de comparabilidad | 6 |
| 3. | Resultados consolidados | 7 |
| 4. | Resultados por unidad de negocio | 10 |
| 4.1. Redes |
10 | |
| 4.2. Mercados |
14 | |
| 5. | Flujo de caja | 19 |
| 6. | Posición financiera | 21 |
| 7. | ESG – Indicadores y hechos destacados |
23 |
| ▪ Anexo I: Estado financieros |
25 |
|---|---|
| ▪ Anexo II: Comunicaciones a la CNMV |
37 |
| ▪ Anexo III: Medidas Alternativas de Rendimiento |
39 |
| ▪ Anexo IV: Contacto |
41 |
| ▪ Anexo V: Advertencia legal |
42 |
El presente informe de resultados incluye una clasificación de la información económica y financiera entre "Redes" y "Mercados" que representa simplemente una agrupación o suma de los segmentos de operación descritos y desglosados en las cuentas consolidadas para el primer semestre de 2023, siguiendo la estructura que resultaría de la ejecución del proyecto Géminis, actualmente en estudio. La finalidad de esta agrupación es la de facilitar la comprensión de la evolución de estos segmentos en el contexto del proyecto. Por tanto, las agrupaciones denominadas "Redes" y "Mercados" no corresponden a segmentos operativos tal como lo define la NIIF 8 "Segmentos de Operación".
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| EBITDA | 2.849 | 2.047 | 39,2% |
| Resultado neto | 1.045 | 557 | 87,6% |
| Inversiones | 839 | 721 | 16,4% |
| Deuda neta | 10.752 | 1 12.070 |
-10,9% |
| Flujo de caja después de minoritarios | 1.977 | 1.460 | 35,4% |
Nota:
El EBITDA de Naturgy alcanzó 2.849m€ en el primer semestre de 2023, un 39,2% más que en el primer semestre de 2022. En general, las actividades liberalizadas internacionales continuaron beneficiándose del escenario energético de los últimos doce meses, mientras que las actividades reguladas experimentaron un ligero incremento respecto al primer semestre de 2022.
Los negocios de Redes registraron un EBITDA de 1.261m€ en el período, un aumento del 5,3% en comparación con el mismo periodo del año anterior. La actividad de Redes España se vio afectada principalmente por la menor retribución y demanda, especialmente en gas, como consecuencia de las suaves temperaturas y la menor demanda industrial; la actividad de Redes LatAm, por su parte, se benefició principalmente de las actualizaciones de tarifas que reflejaron la inflación de períodos anteriores. Los negocios de Redes contribuyeron el 43% al EBITDA del Grupo en el primer semestre de 2023.
Las actividades liberalizadas o negocios de Mercados fueron responsables de la mayor parte del rendimiento del Grupo en comparación con el primer semestre de 2022. Los negocios de Mercados registraron un EBITDA agregado de 1.677m€, un aumento del 84,1% comparado con el primer semestre de 2022, donde las actividades de Gestión de la energía y Comercialización contribuyeron con la mayor parte de este crecimiento en el período. Los negocios de Mercados contribuyeron el 57% al EBITDA del Grupo en el primer semestre de 2023.
El primer semestre de 2023 experimentó una reducción de los precios de la energía con una volatilidad persistente y, en este contexto, Naturgy continuó jugando un papel clave para asegurar el suministro energético en España, tanto en términos de suministro de gas a la economía española como en la continuidad del suministro en el sector eléctrico español, donde las centrales de ciclo combinado juegan un papel fundamental. Además, Naturgy continuó ofreciendo precios estables y competitivos a sus clientes tanto en gas como en electricidad, ayudándolos a gestionarla incertidumbre.
La gestión financiera prudente y la disciplina de capital siguieron siendo una prioridad durante el primer semestre de 2023 frente a la persistente volatilidad y la incertidumbre regulatoria.
Naturgy redujo su posición de Deuda neta desde 12.070m€ a finales de 2022 hasta 10.752m€ a 30 de junio de 2023, realizando inversiones de 839m€ y cumpliendo con sus compromisos de retribución al accionista de 1,2€/acción sobre los resultados de 2023. Como resultado, la Deuda neta sobre EBITDA disminuyó de 2,4x en diciembre de 2022 a 1,9x en el primer semestre de 2023. Naturgy mantiene una desahogada situación de liquidez con 10.108m€ en efectivo disponible y equivalentes y líneas de crédito no dispuestas al cierre del primer semestre de 2023. El 30 de mayo de 2023, la agencia de calificación crediticia S&P revisó la perspectiva de Naturgy a estable desde negativa y confirmó su calificación crediticia BBB.
Las inversiones durante el primer semestre de 2023 se situaron en 839m€, un aumento del 16,4% frente al mismo periodo del año anterior. Naturgy ha continuado aumentando sus inversiones en desarrollos renovables y prevé una aceleración de su programa de inversiónen los próximos años.
En España, Naturgy está comprometida en la construcción de unos 30 parques eólicos y plantas fotovoltaicas, equivalentes a cerca de 1 GW de capacidad renovable adicional que se espera que entren en funcionamiento durante 2024. Además, durante el primer semestre de 2023, Naturgy alcanzó un acuerdo con Ardian para la adquisición del 100% de ASR Wind, una cartera de 12 proyectos de energías renovables en España compuesta por: i) activos eólicos operativos regulados de 422MW y ii) proyectos de hibridación solar fotovoltaica de 435MWp. El precio de compra acordado para ASR Wind (100%) es de 536m€, lo que se tradujo en un valor de empresa de 650m€, equivalente aproximadamente a 8 veces el EBITDA estimado del año 2023. Naturgy tiene previsto completar la operación en el tercer trimestre de 2023.
En Australia, Naturgy ha comenzado a operar su tercer parque eólico, Berrybank II, aumentando la capacidad total instalada de la Compañía en el país hasta los 386MW. Naturgy prevé alcanzar una capacidad renovable operativa de aproximadamente 1 GW en 2024, con la entrada en operación de los parques eólicos de Ryan Corner en Victoria (218MW), el parque eólico de Hawkesdale (97MW), el parque eólico Crookwell III en Nueva Gales del Sur (58MW) y la planta fotovoltaica Cunderdin (128MW) hibridada con baterías (55MW/220MWh) en el oeste de Australia.
Las inversiones en energías renovables confirman la ambición estratégica de la Compañía hacia un mix energético más sostenible y su compromiso con la transición energética.
Naturgy busca una solución equilibrada al trilema energético, contribuyendo a la descarbonización de la economía, garantizando al mismo tiempo la seguridad de suministro, así como una energía competitiva y asequible para la demanda industrial y residencial.
En este contexto, la Comisión de la UE ha establecido objetivos ambiciosos para los gases renovables como parte del plan REPowerEU, que se espera que representen el 10% de los gases que circulan en Europa para 2030. La Comisión de la UE también ha establecido objetivos de producción de biometano de 35 bcm para 2030 en Europa, confirmando que los gases renovables jugarán un papel fundamental en la transición energética.
España se perfila como un país con perspectivas muy atractivas en biometano y con un potencial de producción de aproximadamente 160TWh anuales, lo que equivale aproximadamente al 40% de la demanda española de gas. El reciente borrador del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) ha duplicado los objetivos de gases renovables a 20TWh para 2030, reconociendo su papel importante en la transición energética. El biometano es ya una tecnología madura y escalable a un coste asequible, que además tiene importantes externalidades positivas, como la optimización de residuos, la creación de empleo y el desarrollo de las zonas rurales.
Naturgy pretende jugar un papel clave en los gases renovables y ha decidido aportar mayor detalle del segmento de Gases renovables que abarca el desarrollo de la producción y distribución de biometano en España, como opción viable y factible a corto plazo; y el hidrógeno, un vector energético con un futuro prometedor, que tendrá un impacto significativo en el mix energético a medio plazo. Naturgy está bien posicionada para aprovechar la oportunidad de los gases renovables y está dispuesta a desplegar capital y recursos significativos en este campo.
Finalmente, en materia de retribución al accionista, el 4 de abril de 2023 se pagó el dividendo complementario de 2022 de 0,50 euros por acción, completando el compromiso de dividendo de 1,20 €/acción para 2022. El Consejo aprobó un nuevo compromiso de dividendo para el periodo 2023 - 2025 de al menos 1,4 €/acción anual sujeto al mantenimiento del rating crediticio de S&P de BBB. El primer dividendo a cuenta ha sido fijado en 0,5 €/acción para 2023, pagadero el 7 de agosto de 2023.
El primer semestre de 2023 experimentó una evolución variada de la demanda en los mercados, con caídas principalmente en España y Brasil. La demanda de electricidad y gas en España disminuyó de media un 6,9% y un 12,5%, respectivamente, comparado con el primer semestre de 2022, afectada por la incertidumbre macroeconómica y las temperaturas suaves durante todo el invierno. Del mismo modo, la demanda promedio de las actividades de distribución de gas en Chile y Brasil experimentó una disminución de 1,5% y 34,0%, respectivamente, comparado con el mismo periodo del año anterior. Por otro lado, la demanda de gas y electricidad en el resto de los países de LatAm donde opera el Grupo experimentó cierto crecimiento, 1,9% en México, 9,6% y 3,9% en Argentina gas y electricidad respectivamente, y 5,9% en Panamá electricidad.
Durante la primera mitad de 2023, la evolución de las monedas latinoamericanas tuvo un impacto negativo menor en el desempeño financiero del Grupo de -4m€ y -3m€ en EBITDA y Resultado neto respectivamente, comparado con la primera mitad del año de 2022. En concreto, el peso mexicano, el real brasileño, el peso chileno y el dólar americano experimentaron una apreciación respecto al mismo periodo del año anterior, mientras que el peso argentino continuó depreciándose respecto al euro.
Tras el aumento sin precedentes de los precios del gas y la electricidad en 2022 vinculado al actual conflicto entre Rusia y Ucrania, la primera mitad de 2023 experimentó una reducción de los precios de la energía, aunque con una volatilidad persistente y una alta sensibilidad a los eventos geopolíticos y los riesgos de posibles cortes de suministro. Los precios del gas en Europa se vieron afectados principalmente por una menor demanda y temperaturas templadas en Europa, lo que se tradujo en altos niveles de almacenamiento, así como una demanda de gas contenida de Asia. En este contexto, los precios promedio del Brent fueron un 25,8% más bajos que en el primer semestre de 2022 y los precios del gas en los principales mercados mostraron importantes correcciones, donde el TTF y el JKM tienen una evolución del -41,8% y -38,1%, respectivamente, inferior al promedio del primer semestre de 2022. Los precios mayoristas de electricidad por su parte disminuyeron un 57,1%, por debajo de la media del mismo periodo del año anterior.
En un contexto de continua transformación y con el objetivo de mantener una estructura de información financiera adaptada a los negocios de Naturgy, la Compañía ha decidido aportar mayor detalle sobre el segmento de negocio de "Gases renovables" que se suma a las áreas que existían a 31 de diciembre de 2022.
Simultáneamente, se han introducido algunos cambios en la composición de los segmentos de negocio que permitirán tener una mayor claridad sobre la marcha de las operaciones y el desempeño de los negocios. Estos cambios han ido acompañados con la modificación del modelo de reporting a la alta Dirección y el equipo directivo de Naturgy de la siguiente manera:
Los resultados del primer semestre de 2022 se han reexpresado en consecuencia.
La fluctuación de los tipos de cambio y su efecto se detallan a continuación:
| Efecto tipo de cambio (m€) | ||||
|---|---|---|---|---|
| 1S23 | Variación (%) | EBITDA | Resultado neto | |
| USD/€ | 1,08 | -1,2% | 9 | 4 |
| MXN/€ | 19,66 | -11,4% | 1 8 |
5 |
| BRL/€ | 5,48 | -1,3% | 1 | 0 |
| 1 ARS/€ |
280,09 | 113,4% | -31 | - 9 |
| CLP/€ | 871,11 | -3,6% | - 1 |
- 3 |
| Otros | - | - | 0 | 0 |
| Total | - | - | - 4 |
- 3 |
Nota:
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Ventas netas | 12.054 | 16.737 | -28,0% |
| EBITDA | 2.849 | 2.047 | 39,2% |
| Otros resultados | -40 | -114 | -64,9% |
| Amortizaciones y pérdidas por deterioro | -944 | -704 | 34,1% |
| Deterioro pérdidas crediticias | -152 | -127 | 19,7% |
| EBIT | 1.713 | 1.102 | 55,4% |
| Resultado financiero | -250 | -336 | -25,6% |
| Resultado método de participación | 43 | 65 | -33,8% |
| Impuesto sobre beneficios | -371 | -194 | 91,2% |
| Resultado operaciones interrumpidas | - | -16 | -100,0% |
| Participaciones no dominantes | -90 | -64 | 40,6% |
| Resultado neto | 1.045 | 557 | 87,6% |
El importe neto de la cifra de negocios del primer semestre del ejercicio 2023 ascendió a 12.054m€, un 28,0% menos que el primer semestre de 2022, principalmente como resultado de los mayores precios de la energía, excepcionalmente altos en la primera mitad de 2022, tras el comienzo del conflicto Rusia-Ucrania.
El EBITDA consolidado del primer semestre del ejercicio 2023 alcanzó los 2.849m€, con un incremento del 39,2% comparado con el primer semestre de 2022, apoyado por los buenos resultados de las actividades liberalizadas internacionales.
Las dotaciones a amortizaciones y las pérdidas por deterioro de activos ascendieron a -944m€ un 34,1% más que en el mismo periodo del 2022, principalmente como resultado de deterioros de activos por importe de 253m€, que corresponde en su mayoría al segmento de Generación térmica LatAm (168m€), consistente con el escenario actual. El saldo restante corresponde a otros deterioros en renovables EE.UU, Chile y España respondiendo a circunstancias específicas en cada caso.
El deterioro de pérdidas crediticias se situó en -152m€ en el primer semestre de 2023, un 19,7% mayor que en la primera mitad de 2022.
El resultado financiero ascendió a 250m€, un 25,6% menos que el primer semestre de 2022, debido a que junio de 2022 incluye los gastos financieros vinculados a las provisiones de Transportadora de Gas del Norte, S.A. (TGN) en Chile y, en menor medida, por la reducción de la Deuda neta media, que fue parcialmente compensada por un mayor coste de la Deuda financiera bruta (3,8% en el primer semestre de 2023 frente al 2,8% a junio de 2022, ambos sin incluir los costes asociados a la NIIF 16), debido a mayores tasas de interés, particularmente en Latinoamérica. A 30 de junio de 2023, el 79% de la Deuda financiera bruta está a tipo fijo y el 64% está denominada en euros.
| Resultado financiero (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Coste deuda financiera neta | -246 | -248 | -0,8% |
| Otros gastos/ingresos financieros | -4 | -88 | -95,5% |
| Total | -250 | -336 | -25,6% |
El resultado de las entidades valoradas por el método de la participación ascendió a 43m€ en 1S23 como se detalla a continuación:
| Resultado entidades método participación (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Qalhat | 3 | 4 | -25,0% |
| Electricidad Puerto Rico | 31 | 25 | 24,0% |
| Subgrupo CGE | 10 | 7 | 42,9% |
| Generación renovable y cogeneración | -11 | 18 | - |
| Medgaz/Medina | 8 | 10 | -20,0% |
| Resto | 2 | 1 | 100,0% |
| Total | 43 | 65 | -33,8% |
La tasa efectiva para los primeros seis meses de 2023 se situó en 24,6% frente al 23,3% del mismo período del año anterior.
El resultado por operaciones interrumpidas alcanzó cero millones de euros en el primer semestre de 2023 comparado con -16m€ el primer semestre de 2022 al no haber operaciones discontinuadas en el perímetro de consolidación actual.
| Resultado operaciones interrumpidas (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Distribución electricidad Chile | 0 | -16 | -100,0% |
| Total | 0 | -16 | -100,0% |
El resultado atribuible a las participaciones no dominantes alcanzó los -90m€ en 1S23, un 40,6% más que en el primer semestre de 2022, tal y como se muestra en la tabla siguiente:
| Participaciones no dominantes (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| EMPL | 0 | 2 | -100,0% |
| Nedgia | -35 | -41 | -14,6% |
| 1 Resto de sociedades |
-38 | 1 | - |
| Otros instrumentos de patrimonio | -17 | -26 | -34,6% |
| Total | -90 | -64 | 40,6% |
Nota:
El aumento se debe principalmente a las menores participaciones no dominantes en el primer semestre de 2022, impactadas por las provisiones por la sentencia en primera instancia de Transportadora de Gas del Norte, S.A. (TGN) en Chile. Por otro lado, la reducción en Otros instrumentos de patrimonio, que incluye los intereses devengados de las obligaciones perpetuas subordinadas (híbridos), es resultado de la redención del híbrido sin reposiciónde 500m€ completada en noviembre de 2022.
Con todo, el Resultado neto del primer semestre del ejercicio 2023 asciendió a 1.045m€, un 87,6% más que en el primer semestre de 2022, apoyado por el buen desempeño de las actividades liberalizadas internacionales, en particular, por las actividades de Gestión de la energía y Comercialización, y la evoluciónpositiva del resultado financiero, que refleja el fuerte desapalancamiento logrado en el periodo.
| EBITDA (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Redes España | 732 | 801 | -8,6% |
| Redes gas | 411 | 456 | -9,9% |
| Redes electricidad | 321 | 345 | -7,0% |
| Redes LatAm | 529 | 397 | 33,2% |
| Chile gas | 117 | 12 | - |
| Brasil gas | 165 | 142 | 16,2% |
| México gas | 140 | 123 | 13,8% |
| Panamá electricidad | 76 | 68 | 11,8% |
| Argentina gas | 12 | 35 | -65,7% |
| Argentina electricidad | 19 | 17 | 11,8% |
| Total | 1.261 | 1.198 | 5,3% |
Ver anexos para información adicional de la cuenta de resultados
El EBITDA se incrementó un 5,3% hasta los 1.261m€ durante los primeros seis meses de 2023 impulsado fundamentalmente por Redes LatAm (529m€; +33,2%), que se benefició de las actualizaciones de tarifas, reflejando la inflación de períodos anteriores parcialmente compensado por un impacto negativo de tipo de cambio porimporte de -14m€, principalmente por Argentina.
Por otro lado, el EBITDA de Redes España disminuyó un 8,6% hasta 732m€, debido principalmente a una menor demanda de gas en el segmento residencial, resultado de temperaturas suaves en invierno, así como en el segmento industrial, por el volátil entorno de precios del gas de los últimos doce meses. La menor retribución de la distribución de gas también pesaron negativamente en las Redes de gas de España.
En 1S23 el EBITDA alcanzó los 411m€, un 9,9% menos que en 1S22, impulsado por una menor demanda, tanto en el segmento residencial, como consecuencia de las suaves temperaturas del invierno, como en el segmento industrial, tras el entorno de volatilidad en los precios del gas experimentado en los últimos doce meses. También pesó negativamente la menor retribución de la actividad de distribución de gas.
Las ventas de gas (excluyendo GLP) disminuyeron un 12,5% respecto al año anterior, mientras que los puntos de suministro se mantuvieron estables frente a 1S22 (-0,4%).
Ventas gas España (GWh) (-12,5%)
En 1S23 el EBITDA ascendió a 321m€, una disminución del 7,0% respecto a 1S22, principalmente como resultado de una menor remuneración en incentivos por pérdidas de energía, así como una menor remuneración en operación y mantenimiento (O&M) que se espera mejore más adelante en el año a medida que se reconozcan las inversiones devengadas. Adicionalmente, el primer semestre de 2023 experimentó mayores gastos operativos por mayor actividad y mantenimiento respecto el mismo periodo de 2022.
Los puntos de suministro aumentaron un 0,4% en el periodo, mientras que las ventas de electricidad disminuyeron un 6,9%.
El EBITDA en 1S23 ascendió a 117m€, 9,7 veces superior al de 1S22, lo que se explica, principalmente, por la provisión (-108m€) registrada en 1S22 con motivo de la sentencia condenatoria en primera instancia a favor de Transportadora de Gas del Norte, S.A. (TGN). Además, el buen comportamiento de la actividad de distribución, beneficiada por la actualización de tarifas, se vio contrarrestada por una menor contribución de la actividad de comercialización, que experimentó cierta reducción de márgenes a pesar de las mayores ventas. El impacto por tipo de cambio se limitó a -1m€ en 1S23.
Las ventas totales de la actividad de gas aumentaron un 0,4%, principalmente como resultado de mayores ventas en comercialización, mientras que las ventas de distribución y ATR se mantuvieron relativamente estables. Los puntos de suministro aumentaron un 2,1%.
El EBITDA de 1S23 ascendió a 165m€, un 16,2% superior al de 1S22. La actualización de tarifas fue parcialmente compensada por una menor demanda, particularmente en el segmento de generación, debido a la abundancia de recursos hidráulicos en el año. El impacto por tipo de cambio fue ligeramente positivo en el periodo (1m€).
Las ventas de gas disminuyeron un 34,0% respecto a 1S22, como resultado de la menor demanda de generación debido a las mayores reservas de agua, y en menor medida a la menor demanda industrial y para vehículos. Los puntos de suministro crecieron un 1,1% en el periodo.
El EBITDA de 1S23 alcanzó los 140m€, un 13,8% superior al de 1S22 apoyado por el impacto positivo por tipo de cambio (16m€) y el crecimiento de demanda. Por otro lado, los márgenes de comercialización disminuyeron por ajustes de años anteriores.
Las ventas de gas aumentaron un 1,9%, mientras que los puntos de suministro permanecieron estables (-0,4%).
Ventas de gas (GWh) (-4,1%)
Red de gas (km) (+0,9%)
El EBITDA de 1S23 ascendió a 76m€, un 11,8% superior al de 1S22 impulsado por mayores ventas (5,9%) y actualización de tarifas. La contribución por tipo de cambio en el período se limitó a 1m€.
Los puntos de suministro crecieron un 2,7%.
El EBITDA de 1S23 ascendió a 12m€, un 65,7% inferior al de 1S22, debido fundamentalmente al impacto negativo del tipo de cambio (-16m€). Las mayores ventas, especialmente ventas de ATRs, y las actualizaciones de tarifas (aplicadas solo a partir de mayo) no fueron suficientes para compensar la continua depreciación de la moneda.
Las ventas gas aumentaron un 9,6%, mientras que los puntos de suministro se mantuvieron estables (+0,4%).
El EBITDA de 1S23 ascendió a 19m€, un 11,8% superior al de 1S22, impulsado principalmente por actualización de tarifas y crecimiento de las ventas (+3,9%), que fueron parcialmente compensadas por el impacto negativo del tipo de cambio (-15m€).
Las ventas de electricidad y los puntos de suministro aumentaron un 3,9% y 2,0% respectivamente, en comparación con los primeros seis meses de 2022.
| EBITDA (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Gestión de la energía | 1.096 | 580 | 89,0% |
| GNL y Mercados | 858 | 385 | - |
| Gasoductos (EMPL) | - | (6) | -100,0% |
| Generación térmica España | 108 | 74 | 45,9% |
| Generación térmica Latinoamérica | 130 | 127 | 2,4% |
| Generación renovable | 235 | 175 | 34,3% |
| España | 205 | 165 | 24,2% |
| EE.UU. | (6) | (25) | -76,0% |
| Australia | 5 | - | - |
| LatAm | 31 | 35 | -11,4% |
| Gases renovables | (2) | (1) | 100,0% |
| Comercialización | 348 | 157 | - |
| Total | 1.677 | 911 | 84,1% |
Ver anexos para información adicional de la cuenta de resultados
El EBITDA alcanzó los 1.677m€ en el periodo, un 84,1% más respecto a 1S22, contribuyendo la mayor parte del crecimiento del Grupo frente al mismo periodo de 2022. En su conjunto, las actividades liberalizadas internacionales continuaron beneficiándose del escenario energético existente en los últimos 12 meses. Dentro de los negocios de Mercados, las actividades de Gestión de la energía y Comercialización contribuyeron las que más al crecimiento.
Gestión de la energía alcanzó un EBITDA de 1.096m€, un 89,0% más que en 1S22. El primer semestre de 2023 experimentó una caída de los precios del gas, si bien con una persistente volatilidad, afectados principalmente por una menor demanda y temperaturas suaves en Europa, lo que se traslado a niveles de almacenamiento elevados, así como por una demanda contenida en Asia.
Frente a esto, el segmento de GNL y Mercados se benefició de la valoración de la ineficacia de los derivados de cobertura contabilizados en 2022, mientras que el segmento de Generación térmica España se benefició de mayores márgenes.
Generación renovable alcanzó un EBITDA de 235m€ en el periodo, un 34,3% más que en 1S22. Esta evolución positiva se explica fundamentalmente por la mayor capacidad instalada y producción en España, especialmente en hidráulica convencional(2,3x superiorfrente a 1S22).
Como hemos indicado con anterioridad, Naturgy ha decidido aportar mayor detalle del segmento de Gases renovables, que incluye la gestión de los proyectos de gases renovables, específicamente biometano e hidrógeno verde, y cuya contribución en este momento no es material.
Por último, las actividades de Comercialización en España alcanzaron un EBITDA de 348m€ durante la primera mitad de 2023, beneficiándose de mayores márgenes así como de una posición integrada en generación/comercialización más equilibrada compensados por menores ventas.
GNL y Mercados recoge la integración de los antiguos segmentos de Mercados y Aprovisionamientos y GNL Internacional.
El EBITDA de 1S23 alcanzó los 858m€, beneficiándose fundamentalmente de la valoración de la ineficacia de los derivados de cobertura contabilizada en 2022. Excluyendo ese impacto positivo (no caja), los resultados habrían sido inferiores a los de 1S22. El tipo de cambio tuvo un impacto positivo de 7m€.
En un contexto de menores ventas y precios de gas, el segmento se benefició de la terminación en 2022 de aquellos compromisos de venta menos rentables en la Unión Europea e Iberia, y el vencimiento de contratos de cobertura financiera negativos existentes en 2022.
Las ventas totales alcanzaron los 98.237 GWh, (- 21,1%) frente a 1S22.
El EBITDA de 1S23 alcanzó los 108m€, un 45,9% más que en 1S22, explicado por mayores márgenes en los ciclos combinados.
A pesar de la menor producción en 1S23, la disminución de los precios del gas junto con las ventajas competitivas de Naturgy en términos de excelencia operativa y ubicación, le ha permitido capturar márgenes más altos frente a 1S22, cuando la producción fue mayor para cubrir el déficit en energías renovables y agua, lo que se tradujo en márgenes más bajos por el elevado coste de gas y CO2 .
Los precios del pool disminuyeron un 57,1% respecto 1S22, promediando 88,3 €/MWh en el periodo, como consecuencia de los menores precios del gas.
La producción total disminuyó un 16,3%, principalmente debido a los ciclos combinados (- 20,7%), mientras que la producción nuclear permaneció estable (-1.3%).
Notas:
1. Media mensual del contrato forward a 12-meses del precio base en el OMIP durante el periodo
El EBITDA de 1S23 alcanzó los 130m€, un 2,4% más que en 1S22, principalmente por una mayor producción, así como por mayores márgenes en la venta de excedentes en México. El impacto por tipo de cambio ascendió a 1m€ en el periodo.
La producción total aumentó un 5,1%, con los ciclos combinados de México y otras térmicas (República Dominicana) aumentando un 4,7% y 13,3% respectivamente.
El EBITDA de 1S23 ascendió a 205m€, un 24,2% más que en 1S22, explicado fundamentalmente por: i) nueva capacidad instalada, y ii) mayor producción, especialmente hidráulica convencional. Esto fue parcialmente compensado por menores ingresos regulados (nuevos parámetros para el semiperiodo 2023-25) y menores precios de venta.
La capacidad instalada a 30 de junio de 2023 alcanzó 4.462MW, 249MW más que a 30 de junio de 2022, de los que 105MW son eólicos y 144MW solar.
La producción total aumentó en un 52,7%, donde la producción hidráulica aumentó en 2,3 veces, la solar en 53,9%, la eólica en 14,6% y el resto en 37,0%.
El EBITDA de 1S23 ascendió a -6m€, frente a los -25m€ de 1S22, afectado por la provisión de un aval concedido.
Está en marcha la construcción de la primera planta solar de Naturgy en EE.UU, con una capacidad instalada de 300MW y entrada en operación (COD) prevista para 2024.
Capacidad térmica instalada 1S23 (MW)
Resto
Solar
Eólica
El EBITDA de 1S23 fue de 5m€, vs. 0m€ en 1S22.
Esto es debido a la mayor producción (+25,6%) y una evolución positiva de la valoración a mercado de los PPA existentes.
La capacidad instalada al cierre de 1S23 alcanzó los 386MW, todos ellos eólicos. El desarrollo de proyectos adicionales está en marcha y se espera que entren en funcionamiento en los próximos meses.
El EBITDA de 1S23 alcanzó los 31m€, un 11,4% menor que en 1S22, motivado por menor producción en las diferentes regiones, especialmente México y Panamá, derivada de menores recursos junto con los mayores gastos de explotación por reparación y mantenimiento. El impacto por tipo de cambio ascendió a 2m€.
La capacidad instalada en LatAm a 30 de junio de 2023 alcanzó los 847MW, 22MW más que a 30 de junio de 2022.
La producción descendió un 8,2%, con la hidráulica cayendo un 24,2% y la eólica un 9,4%. Por otro lado, la producción solar aumentó un 9,8%.
El segmento de gases renovables se reporta ahora separadamente. Este segmento incluye la gestión de proyectos de gases renovables, específicamente de biometano e hidrógeno verde, cuya contribución actual al EBITDA consolidado es inmaterial (-2m€).
Naturgy opera actualmente 2MW de capacidad en biometano, produciendo 117MWh durante el primer semestre de 2023 y está avanzando en varios proyectos adicionales en España. Además, están en marcha dos proyectos de hidrógeno, en Meirama (30MW) y La Robla (280MW), y se está evaluando una cartera de opciones adicionales.
Naturgy está bien posicionada para aprovechar la oportunidad de los gases renovables y está dispuesta a desplegar capital y recursos en este campo, cumpliendo con sus objetivos mínimos de rentabilidad.
El EBITDA de 1S23 alcanzó los 348m€ vs. 157m€ en el 1S22 (2,2x superior), beneficiándose de mayores márgenes, particularmente en comercialización de electricidad, así como de una posición integrada en generación/comercialización más equilibrada compensados por menores ventas.
Los márgenes de comercialización de electricidad continuaron su recuperación desde 2022, apoyados por el crecimiento de contratos a precio fijo así como menores costes comparado con 1S22, que se vieron afectados por el coste de las ventas no cubiertas con nuestra producción inframarginal.
Las ventas de electricidad cayeron un 14,7%, particularmente en los segmentos PYME e industrial (-54,9% y -7,8% respectivamente).
El margen de comercialización de gas mejoró ligeramente. Esto fue parcialmente compensado por menores ventas en 1S23, y el trasvase de algunos clientes del segmento residencial desde tarifas libres a tarifas reguladas.
Las ventas de gas cayeron un 16,0% frente a 1S22, con los segmentos PYME e industrial cayendo un 41,3% y 20,1% respectivamente.
El número de contratos descendió un 1,0% frente a 1S22.
Ventas de electricidad (GWh) (-14,7%)
Contratos ('000) (-1,0%)
La gestión financiera prudente y la disciplina de capital continuaron siendo una piedra angular frente a la continua volatilidad y la incertidumbre regulatoria.
El sólido FGO en el periodo fue respaldado por los buenos resultados de las actividades liberalizadas internacionales. Como resultado, Naturgy redujo la Deuda neta desde los 12.070m€ a diciembre de 2022 hasta los 10.752m€ a 30 de junio de 2023. Además de la reducción de la Deuda neta, se logró desplegar pagos de 799m€ en inversiones durante el periodo y cumplir con los compromisos de retribución al accionista de 1,2 €/acción anual, lo que supuso que durante el primer semestre del año se pagaran un total de 480m€ en concepto de dividendos, correspondiente al pago de dividendo complementario de 2022. La variación en el capital circulante contribuyó también a la buena evolución de la Deuda neta, reduciendo las necesidades de financiación por un importe aproximado de 1.000m€ en el periodo.
El desglose de las inversiones por naturaleza y unidad de negocio es el siguiente:
| Inversiones de mantenimiento | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación | |||
| Redes | 226 | 155 | 45,8% | |||
| Mercados | 85 | 121 | -29,8% | |||
| Resto | 5 | 7 | -28,6% | |||
| Total inversiones mantenimiento | 316 | 283 | 11,7% |
Las inversiones de mantenimiento en el primer semestre de 2023 ascendieron a 316m€, frente a los 283m€ del mismo periodo del año anterior, como consecuencia de un mayor mantenimiento en Redes España y LatAm.
2. El importe de los dividendos pagados neto de aquellos recibidos por empresas del Grupo
| Inversiones de crecimiento | |||
|---|---|---|---|
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
| Redes | 144 | 123 | 17,1% |
| Mercados | 379 | 315 | 20,3% |
| Total inversiones crecimiento | 523 | 438 | 19,4% |
Las inversiones de crecimiento en el periodo representaron más del 60% de las inversiones totales y ascendieron a 523m€ en los primeros seis meses de 2023.
Las inversiones de crecimiento incluyen:
Naturgy continúa estando comprometida en el desarrollo de renovables y ha alcanzado cerca de 5,7GW de capacidad operativa en el periodo. En este sentido, ha entrado en operación desde el 1S22 380MW de capacidad adicional, de los cuales 249MW han sido en España, 109MW en Australia y 22MW en LatAm.
En España, Naturgy está comprometida en la construcción de unos 30 parques eólicos y plantas fotovoltaicas, equivalentes a cerca de 1GW de capacidad renovable adicional que se espera que entren en funcionamiento durante 2024. Además, durante el primer semestre de 2023, Naturgy alcanzó un acuerdo con Ardian para la adquisición de 100 % de ASR Wind, una cartera de 12 proyectos de energías renovables compuesta por: i) activos eólicos operativos regulados de 422MW, y ii) proyectos de hibridación solar fotovoltaica de 435MWp. Naturgy tiene previsto completar la operación en el tercer trimestre de 2023. En consecuencia, se espera que entren en funcionamiento aproximadamente 800MW de capacidad adicional, tanto eólica como solar, en el segundo semestre de 2023, y 300MW adicionales durante 2024.
En Australia durante el primer semestre de 2023, Naturgy comenzó a operar su tercer parque eólico (BerryBank II), aumentando la capacidad total instalada de la Compañía hasta los 386MW. Si bien, y aunque no se espera que entre en funcionamiento capacidad adicional en el segundo semestre de 2023, Naturgy prevé alcanzar una capacidad renovable operativa de aproximadamente 1GW en 2024.
En Estados Unidos está en marcha la construcción de la primera planta solar, con una potencia instalada de 300MW, y una entrada en operación (COD) prevista para 2024.
Naturgy también lidera el desarrollo de gas renovable en España como pilar clave para la descarbonización. En este sentido, se está trabajando actualmente en varios proyectos de hidrógeno y biometano y con disposición a desplegar capital y recursos en este campo.
La Deuda neta a 30 de junio de 2022 ascendió a 10.752m€, 1.318m€ por debajo de la cifra a cierre del 2022,reflejando la fuerte capacidad de generación de caja en el periodo.
Durante 1S23, las transacciones y operaciones de refinanciación más relevantes incluyeron:
El ratio Deuda neta/EBITDA desciende desde las 2,4x a cierre de 2022 hasta las 1,9x a 1S23. El Grupo mantiene una posición financiera fuerte y ha reforzado sustancialmente su balance en los últimos 12- 18 años.
El 30 de mayo de 2023, la agencia de calificación crediticia S&P revisó la perspectiva de Naturgy de negativa a estable, reafirmando asimismo su rating de crédito de BBB. Fitch mantiene su rating de crédito emisor a largo plazo en BBB con perspectiva estable.
La liquidez a 30 de junio de 2023 se situó en 10.108m€, incluyendo 4.555m€ en efectivo y equivalentes y 5.553m€ en líneas de crédito no dispuestas y totalmente comprometidas. Además, el programa ECP está completamente sin disponer a 30 de junio de 2023.
El detalle de la liquidez a 30 de junio de 2023 es el siguiente:
| Liquidez | Grupo consolidado | Chile | Brasil | Argentina | México | Panamá | Holding y otros |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1S23 | 2022 | CLP USD | BRL | ARS | MXN | USD | EUR/Resto | |||
| Efectivo y equivalentes | m€ | 4.555 | 3.985 | 152 | 73 | 254 | 50 | 131 | 18 | 3.877 |
| Líneas de crédito comprometidas sin disponer |
m€ | 5.553 | 5.497 | - | - | 42 | - | 9 | 97 | 5.405 |
| Total | m€ 10.108 | 9.482 | 152 | 73 | 296 | 50 | 140 | 115 | 9.282 |
El vencimiento medio de las líneas de crédito no dispuestas se sitúa por encima de los 2 años según el siguiente detalle:
| (€m) | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028+ |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Líneas de crédito comprometidas sin disponer |
91 | 1.669 | 1.583 | 2.205 | - | 5 |
21
Vencimientos deuda bruta (m€)
| Deuda financiera por moneda | Grupo consolidado | Chile | Brasil | Argentina | México | Panamá | Holding y otros |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1S23 | 2022 | CLP USD | BRL | ARS | MXN | USD | EUR/Resto | |||
| Deuda financiera neta | m€ 10.752 | 12.070 | 303 | 8 | 60 | (18) | 530 | 727 | 9.142 | |
| 1 Coste medio de la deuda |
% | 3,8 | 3,0 | 9,4 | 6,7 | 14,5 | 83,5 | 10,4 | 8,1 | 1,7 |
| % tipo fijo (deuda bruta) | % | 79 | 80 | 58 | 42 | 1 | 2 | 51 | 37 | 91 |
Nota:
| Ratios de crédito | 1S23 | 2022 |
|---|---|---|
| EBITDA/Coste deuda financiera neta | 11,6 | 9,9 |
| Deuda neta/LTM EBITDA | 1,9 | 2,4 |
| 1S23 | 1S22 | Var. % | Comentarios | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Seguridad y Salud | |||||
| Accidentes con tiempo perdido1 | unidades | 4 | 3 | 33,3% | Los indicadores de seguridad y salud muestran un ligero incremento en el número de accidentes comparado con el 1S22, |
| Índice de frecuencia2 | unidades | 0,12 | 0,09 | 33,3% | si bien éstos se encuentran dentro del rango esperado dadas las características del Grupo |
| Medio ambiente | |||||
| Emisiones GEI3 | M tCO2 e | 5,9 | 6,7 | -11,9% | Menor producción con ciclo combinado y mayor producción |
| Factor de emisión de generación | t CO2/GWh | 241 | 273 | -11,7% | hidráulica |
| Capacidad instalada libre de emisiones | % | 38,2 | 36,7 | 4,1% | Nueva capacidad eólica y solar en operación en España, Australia y Latam |
| Producción neta libre de emisiones | % | 39,3 | 32,2 | 22,0% | Mayor producción hidráulica y aumento de la capacidad instalada eólica y solar |
| Interés en las personas | |||||
| Número de empleados | personas | 7.072 | 7.203 | -1,8% | Cambios de perímetro y redimensionamiento de los negocios |
| Horas de formación por empleado | horas | 17,3 | 15,3 | 13,1% | Continua la positiva respuesta a las campañas de seguimiento y las nuevas plataformas y cursos en operación |
| Representación de mujeres | % | 33,8 | 32,6 | 3,7% | Significativa representación de mujeres en las nuevas contrataciones |
| Sociedad e integridad | |||||
| Valor económico distribuido4 | m€ | 10.176 | 15.923 | -36,1% | Caída explicada fundamentalmente por el menor gasto de aprovisionamientos |
| Comunicaciones Comisión del Código Ético |
unidades | 46 | 21 | - | Mejora de los procedimientos de control y reporte |
De acuerdo con criterio OSHA
Calculado por cada 200.000 horas trabajadas
Alcances 1 y 2
Según definido en el anexo de Medidas Alternativas de Rendimiento
Los indicadores de seguridad y salud muestran un ligero incremento en el número de accidentes comparado con 1S22, si bien se encuentran dentro del rango esperable dadas las características del Grupo.
Naturgy continúa aumentando su capacidad instalada libre de emisiones en sus mercados clave, alcanzando en el periodo cerca de 5,7GW de capacidad renovable en operación. Asimismo, se espera que en los próximos 18 meses entren en operación otros 3GW aproximadamente de capacidad instalada libre de emisiones.
Desde el punto de vista de Gobernanza, el Grupo continúa avanzando en paridad de género y representación de mujeres, mientras que las comunicaciones a la Comisión del Código Ético muestran un incremento significativo respecto a 1S22, fundamentalmente explicado por mejoras en determinados procedimientos de control y reporte.
Asimismo, el peso de los objetivos ASG en los incentivos de la Dirección aumentó desde el 10% al 20%, incorporando la capacidad instalada libre de emisiones y la satisfacción del empleado a las métricas de seguridad y salud ya consideradas.
En la perspectiva social, las horas de formación continúan mejorando apoyadas con nuevos y más completos programas de formación para los empleados.
Resultados 1S23
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 12.054 | 16.737 | -28,0% |
| Aprovisionamientos | -8.102 | -13.841 | -41,5% |
| Margen bruto | 3.952 | 2.896 | 36,5% |
| Gastos operativos | -609 | -533 | 14,3% |
| Gastos de personal | -353 | -300 | 17,7% |
| Trabajos para el inmovilizado | 35 | 33 | 6,1% |
| Otros gastos operativos | 163 | 134 | 21,6% |
| Tributos | -339 | -183 | 85,2% |
| EBITDA | 2.849 | 2.047 | 39,2% |
| Otros resultados | -40 | -114 | -64,9% |
| Amortizaciones y pérdidas por deterioro | -944 | -704 | 34,1% |
| Deterioro pérdidas crediticias | -152 | -127 | 19,7% |
| EBIT | 1.713 | 1.102 | 55,4% |
| Resultado financiero | -250 | -336 | -25,6% |
| Resultado método de participación | 43 | 65 | -33,8% |
| Resultado antes de impuestos | 1.506 | 831 | 81,2% |
| Impuesto sobre beneficios | -371 | -194 | 91,2% |
| Resultado operaciones interrumpidas | - | -16 | -100,0% |
| Participaciones no dominantes | -90 | -64 | 40,6% |
| Resultado neto | 1.045 | 557 | 87,6% |
| (m€) | 30/06/2023 | 31/12/2022 |
|---|---|---|
| Activo no corriente | 28.479 | 28.368 |
| Inmovilizado intangible | 5.923 | 5.972 |
| Inmovilizado material | 17.658 | 17.379 |
| Derecho de uso de activos | 1.141 | 1.162 |
| Inversiones método participación | 626 | 656 |
| Activos financieros no corrientes | 535 | 493 |
| Otros activos no corrientes | 475 | 496 |
| Activos por impuesto diferido | 2.121 | 2.210 |
| Activo corriente | 9.341 | 12.022 |
| Activos no corrientes mantenidos para la venta | - | - |
| Existencias | 909 | 1.828 |
| Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar | 3.519 | 5.801 |
| Otros activos financieros corrientes | 358 | 408 |
| Efectivo y medios líquidos equivalentes | 4.555 | 3.985 |
| TOTAL ACTIVO | 37.820 | 40.390 |
| (m€) | 30/06/2023 | 31/12/2022 |
| Patrimonio neto | 11.596 | 9.979 |
| Patrimonio neto atribuido a la entidad dominante | 9.138 | 7.574 |
| Participaciones no dominantes | 2.458 | 2.405 |
| Pasivo no corriente | 18.727 | 20.632 |
| Ingresos diferidos | 938 | 926 |
| Provisiones no corrientes | 1.826 | 1.656 |
| Pasivos financieros no corrientes | 12.778 | 13.999 |
| Pasivos por impuesto diferido | 1.898 | 1.951 |
| Otros pasivos no corrientes | 1.287 | 2.100 |
| Pasivo corriente | 7.497 | 9.779 |
| Pasivos vinculados con activos no corrientes | ||
| mantenidos para la venta | - | - |
| Provisiones corrientes | 336 | 700 |
| Pasivos financieros corrientes | 2.782 | 2.302 |
| Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar | 4.093 | 6.562 |
| Otros pasivos corrientes | 286 | 215 |
| TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO | 37.820 | 40.390 |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| EBITDA | 2.849 | 2.047 | 39,2% |
| Impuestos | 107 | -194 | - |
| Coste neto por intereses | -250 | -336 | -25,6% |
| Otros impactos non-cash | -548 | 44 | - |
| Flujo de caja operativo | 2.158 | 1.561 | 38,2% |
| Variación de circulante | 993 | 868 | 14,4% |
| Flujos de efectivo de las operaciones de explotación | 3.151 | 2.429 | 29,7% |
| Inversiones de crecimiento | -488 | -403 | 21,1% |
| Inversiones de mantenimiento | -311 | -281 | 10,7% |
| Desinversiones | - | 7 | -100,0% |
| Dividendos a minoritarios | -39 | -166 | -76,5% |
| Otros | -336 | -126 | - |
| Flujo de caja libre después de minoritarios | 1.977 | 1.460 | 35,4% |
| Dividendos, recompra de acciones y otros | -486 | -481 | 1,0% |
| M&A | -114 | -15 | - |
| Flujo de caja libre | 1.377 | 964 | 42,8% |
1. Redes
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 535 | 594 | -9,9% |
| Aprovisionamientos | -51 | -60 | -15,0% |
| Margen bruto | 484 | 534 | -9,4% |
| Otros ingresos de explotación | 17 | 17 | - |
| Gastos de personal | -28 | -27 | 3,7% |
| Tributos | -9 | -9 | - |
| Otros gastos de explotación | -53 | -59 | -10,2% |
| EBITDA | 411 | 456 | -9,9% |
| Depreciación y provisiones | -132 | -137 | -3,6% |
| EBIT | 279 | 319 | -12,5% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 398 | 418 | -4,8% |
| Aprovisionamientos | 0 | 0 | - |
| Margen bruto | 398 | 418 | -4,8% |
| Otros ingresos de explotación | 10 | 10 | - |
| Gastos de personal | -24 | -22 | 9,1% |
| Tributos | -12 | -14 | -14,3% |
| Otros gastos de explotación | -51 | -47 | 8,5% |
| EBITDA | 321 | 345 | -7,0% |
| Depreciación y provisiones | -121 | -130 | -6,9% |
| EBIT | 200 | 215 | -7,0% |
28
Chile gas
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 406 | 388 | 4,6% |
| Aprovisionamientos | -250 | -345 | -27,5% |
| Margen bruto | 156 | 43 | - |
| Otros ingresos de explotación | 1 | 1 | - |
| Gastos de personal | -15 | -13 | 15,4% |
| Tributos | -2 | -2 | - |
| Otros gastos de explotación | -23 | -17 | 35,3% |
| EBITDA | 117 | 12 | - |
| Depreciación y provisiones | -32 | -157 | -79,6% |
| EBIT | 85 | -145 | - |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 876 | 902 | -2,9% |
| Aprovisionamientos | -670 | -724 | -7,5% |
| Margen bruto | 206 | 178 | 15,7% |
| Otros ingresos de explotación | 21 | 11 | 90,9% |
| Gastos de personal | -10 | -10 | - |
| Tributos | -3 | -2 | 50,0% |
| Otros gastos de explotación | -49 | -35 | 40,0% |
| EBITDA | 165 | 142 | 16,2% |
| Depreciación y provisiones | -36 | -39 | -7,7% |
| EBIT | 129 | 103 | 25,2% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 361 | 512 | -29,5% |
| Aprovisionamientos | -193 | -364 | -47,0% |
| Margen bruto | 168 | 148 | 13,5% |
| Otros ingresos de explotación | 6 | 5 | 20,0% |
| Gastos de personal | -10 | -9 | 11,1% |
| Tributos | - | 0 | - |
| Otros gastos de explotación | -24 | -21 | 14,3% |
| EBITDA | 140 | 123 | 13,8% |
| Depreciación y provisiones | -35 | -29 | 20,7% |
| EBIT | 105 | 94 | 11,7% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 427 | 433 | -1,4% |
| Aprovisionamientos | -323 | -339 | -4,7% |
| Margen bruto | 104 | 94 | 10,6% |
| Otros ingresos de explotación | 3 | 2 | 50,0% |
| Gastos de personal | -4 | -4 | - |
| Tributos | -4 | -3 | 33,3% |
| Otros gastos de explotación | -23 | -21 | 9,5% |
| EBITDA | 76 | 68 | 11,8% |
| Depreciación y provisiones | -33 | -33 | - |
| EBIT | 43 | 35 | 22,9% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 196 | 227 | -13,7% |
| Aprovisionamientos | -118 | -128 | -7,8% |
| Margen bruto | 78 | 99 | -21,2% |
| Otros ingresos de explotación | 9 | 11 | -18,2% |
| Gastos de personal | -23 | -21 | 9,5% |
| Tributos | -17 | -17 | - |
| Otros gastos de explotación | -35 | -37 | -5,4% |
| EBITDA | 12 | 35 | -65,7% |
| Depreciación y provisiones | -6 | -3 | 100,0% |
| EBIT | 6 | 32 | -81,3% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 77 | 64 | 20,3% |
| Aprovisionamientos | -37 | -29 | 27,6% |
| Margen bruto | 40 | 35 | 14,3% |
| Otros ingresos de explotación | 6 | 8 | -25,0% |
| Gastos de personal | -8 | -7 | 14,3% |
| Tributos | -3 | -2 | 50,0% |
| Otros gastos de explotación | -16 | -17 | -5,9% |
| EBITDA | 19 | 17 | 11,8% |
| Depreciación y provisiones | -1 | -1 | - |
| EBIT | 18 | 16 | 12,5% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 5.169 | 8.354 | -38,1% |
| Aprovisionamientos | -4.192 | -7.975 | -47,4% |
| Margen bruto | 977 | 379 | - |
| Otros ingresos de explotación | 11 | 50 | -78,0% |
| Gastos de personal | -18 | -19 | -5,3% |
| Tributos | -90 | -4 | - |
| Otros gastos de explotación | -22 | -21 | 4,8% |
| EBITDA | 858 | 385 | - |
| Depreciación y provisiones | -121 | -59 | - |
| EBIT | 737 | 326 | - |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 1.165 | 1.707 | -31,8% |
| Aprovisionamientos | -901 | -1.515 | -40,5% |
| Margen bruto | 264 | 192 | 37,5% |
| Otros ingresos de explotación | 3 | 2 | 50,0% |
| Gastos de personal | -31 | -29 | 6,9% |
| Tributos | -71 | -50 | 42,0% |
| Otros gastos de explotación | -57 | -41 | 39,0% |
| EBITDA | 108 | 74 | 45,9% |
| Depreciación y provisiones | -88 | -57 | 54,4% |
| EBIT | 20 | 17 | 17,6% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 342 | 492 | -30,5% |
| Aprovisionamientos | -183 | -340 | -46,2% |
| Margen bruto | 159 | 152 | 4,6% |
| Otros ingresos de explotación | - | 1 | -100,0% |
| Gastos de personal | -10 | -8 | 25,0% |
| Tributos | -1 | -1 | - |
| Otros gastos de explotación | -18 | -17 | 5,9% |
| EBITDA | 130 | 127 | 2,4% |
| Depreciación y provisiones | -206 | -39 | - |
| EBIT | -76 | 88 | - |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 338 | 286 | 18,2% |
| Aprovisionamientos | -42 | -45 | -6,7% |
| Margen bruto | 296 | 241 | 22,8% |
| Otros ingresos de explotación | 4 | 12 | -66,7% |
| Gastos de personal | -21 | -18 | 16,7% |
| Tributos | -29 | -32 | -9,4% |
| Otros gastos de explotación | -45 | -38 | 18,4% |
| EBITDA | 205 | 165 | 24,2% |
| Depreciación y provisiones | -94 | -82 | 14,6% |
| EBIT | 111 | 83 | 33,7% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | - | - | - |
| Aprovisionamientos | - | - | - |
| Margen bruto | - | - | - |
| Otros ingresos de explotación | - | - | - |
| Gastos de personal | -1 | - | - |
| Tributos | - | - | - |
| Otros gastos de explotación | -5 | -25 | -80,0% |
| EBITDA | -6 | -25 | -76,0% |
| Depreciación y provisiones | -47 | -2 | - |
| EBIT | -53 | -27 | 96,3% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 14 | 11 | 27,3% |
| Aprovisionamientos | 0 | 0 | - |
| Margen bruto | 14 | 11 | 27,3% |
| Otros ingresos de explotación | 0 | 0 | - |
| Gastos de personal | -2 | -1 | 100,0% |
| Tributos | 0 | 0 | - |
| Otros gastos de explotación | -7 | -10 | -30,0% |
| EBITDA | 5 | - | - |
| Depreciación y provisiones | -6 | -6 | - |
| EBIT | -1 | -6 | -83,3% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 54 | 65 | -16,9% |
| Aprovisionamientos | -4 | -12 | -66,7% |
| Margen bruto | 50 | 53 | -5,7% |
| Otros ingresos de explotación | 8 | 5 | 60,0% |
| Gastos de personal | -7 | -7 | - |
| Tributos | -2 | -1 | 100,0% |
| Otros gastos de explotación | -18 | -15 | 20,0% |
| EBITDA | 31 | 35 | -11,4% |
| Depreciación y provisiones | -39 | -15 | - |
| EBIT | -8 | 20 | - |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Importe neto de la cifra de negocios | 4.891 | 5.859 | -16,5% |
| Aprovisionamientos | -4.337 | -5.522 | -21,5% |
| Margen bruto | 554 | 337 | 64,4% |
| Otros ingresos de explotación | 71 | 1 | - |
| Gastos de personal | -33 | -32 | 3,1% |
| Tributos | -93 | -45 | - |
| Otros gastos de explotación | -151 | -104 | 45,2% |
| EBITDA | 348 | 157 | - |
| Depreciación y provisiones | -116 | -134 | -13,4% |
| EBIT | 232 | 23 | - |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Variación |
|---|---|---|---|
| Redes | 144 | 123 | 17,1% |
| Redes España | 73 | 57 | 28,1% |
| Redes de gas | 21 | 21 | - |
| Redes de electricidad | 52 | 36 | 44,4% |
| Redes LatAm | 71 | 66 | 7,6% |
| Chile gas | 15 | 13 | 15,4% |
| Brasil gas | 8 | 5 | 60,0% |
| México gas | 14 | 10 | 40,0% |
| Panamá electricidad | 24 | 28 | -14,3% |
| Argentina gas | 2 | 2 | - |
| Argentina electricidad | 8 | 8 | - |
| Mercados | 379 | 315 | 20,3% |
| Gestión de la energía | - | 1 | -100,0% |
| GNL y Mercados | - | 1 | -100,0% |
| Gasoductos (EMPL) | - | - | - |
| Generación térmica España | - | - | - |
| Generación térmica Latinoamérica | - | - | - |
| Generación renovable | 329 | 255 | 29,0% |
| España | 96 | 100 | -4,0% |
| EE.UU. | 81 | 36 | - |
| Australia | 145 | 111 | 30,6% |
| LatAm | 7 | 8 | -12,5% |
| Gases renovables | - | - | - |
| Comercialización | 50 | 59 | -15,3% |
| Resto | - | - | - |
| Total inversiones de crecimiento | 523 | 438 | 19,4% |
| (m€) | 1S23 | 1S22 | Change |
|---|---|---|---|
| Redes | 226 | 155 | 45,8% |
| Redes España | 144 | 88 | 63,6% |
| Redes de gas | 33 | 27 | 22,2% |
| Redes de electricidad | 111 | 61 | 82,0% |
| Redes LatAm | 82 | 67 | 22,4% |
| Chile gas | 9 | 5 | 80,0% |
| Brasil gas | 21 | 13 | 61,5% |
| México gas | 15 | 11 | 36,4% |
| Panamá electricidad | 28 | 28 | - |
| Argentina gas | 9 | 10 | -10,0% |
| Argentina electricidad | - | - | - |
| Mercados | 85 | 121 | -29,8% |
| Gestión de la energía | 65 | 94 | -30,9% |
| GNL y Mercados | 1 | - | - |
| Gasoductos (EMPL) | - | - | - |
| Generación térmica España | 35 | 39 | -10,3% |
| Generación térmica Latinoamérica | 29 | 55 | -47,3% |
| Generación renovable | 17 | 15 | 13,3% |
| España | 16 | 14 | 14,3% |
| EE.UU. | - | - | - |
| Australia | - | - | - |
| LatAm | 1 | 1 | - |
| Gases renovables | - | - | - |
| Comercialización | 3 | 12 | - |
| Resto | 5 | 7 | -28,6% |
| Total inversiones de mantenimiento | 316 | 283 | 11,7% |
Se resumen a continuación las comunicaciones remitidas a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) desde la presentación de resultados del 2022:
Naturgy comunica el resultado del programa de recompra de acciones para entrega a los empleados del grupo en España (comunicado el 18 de abril de 2023, número de registro 21964).
Naturgy alcanza un acuerdo para la adquisición de ASR Wind S.L. (comunicado el 16 de mayo de 2023, número de registro 22570).
La totalidad de los hechos relevantes comunicados a la CNMV pueden ser encontrados en:
www.cnmv.es www.naturgy.com
La información financiera de Naturgy contiene magnitudes y medidas elaboradas de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), así como otras medidas preparadas de acuerdo con el modelo de información del Grupo denominadas Medidas Alternativas de Rendimiento (MAR) que se consideran magnitudes ajustadas respecto a aquellas que se presentan de acuerdo con las NIIF.A continuación se incluye un Glosario de términos con la definición de las MAR utilizadas (disponibles también en nuestra página web).
| Medidas alternativas de | Conciliación de valores | |||
|---|---|---|---|---|
| rendimiento | Definición y términos | 30 de junio de 2023 | 30 de junio de 2022 | Relevancia de uso |
| EBITDA | Resultado bruto de explotación = Importe neto de la cifra de negocios (2)– Aprovisionamientos (2) + Otros ingresos de explotación (2)– Gastos de personal (2)– Otros gastos de explotación (2) + Resultado por enajenación de inmovilizado (2) + Imputación de subvenciones de inmovilizado y otras (2) |
2.849 millones de euros | 2.047 millones de euros | El EBITDA ("Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization") mide el resultado de explotación del Grupo antes de deducir los intereses, impuestos, deterioros y amortizaciones. Al no contemplar magnitudes financieras, tributos y gastos contables que no conllevan salidas de caja, permite evaluar la comparabilidad de los resultados a través del tiempo. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados para comparar los resultados de distintas empresas. |
| Gastos operativos (OPEX) | Gasto de personal (2)+ Trabajos realizados para el inmovilizado (4) + Otros gastos de explotación (2) - Tributos (4) |
962 millones de euros = 318 + 35 + 948 - 339 |
833 millones de euros = 267 + 33 + 716 - 183 |
Medida de los gastos en los que incurre el Grupo para llevar a cabo sus actividades de explotación, sin considerar tributos. Importe que permite ser comparable con otras empresas. |
| Inversiones (CAPEX) | Inversión inmovilizado intangible (4) + Inversión inmovilizado material (4) |
839 millones de euros = 133 + 706 |
721 millones de euros = 138 + 583 |
Medida del esfuerzo inversor en cada periodo en activos de los distintos negocios, incluyendo las inversiones devengadas y no pagadas. Permite conocer la asignación de los recursos y facilita la comparación del esfuerzo inversor entre periodos. Se componen de inversiones de mantenimiento y de crecimiento (recursos invertidos en el desarrollo y crecimiento de las actividades del Grupo). |
| Inversiones netas (CAPEX neto) | CAPEX (5) – Otros cobros/(pagos) de actividades de inversión (3) |
799 millones de euros = 839 – 40 684 millones de euros = 721 –37 Medida del esfuerzo inversor de cada periodo sin considerar los activos cedidos o aportados por terceros. |
||
| Deuda financiera bruta (7) | "Pasivos financieros no corrientes"(1) + "Pasivos financieros corrientes"(1) |
15.560 millones de euros = 12.778 + 2.782 |
16.301 millones de euros = 13.999 + 2.302 |
Deuda financiera a corto y largo plazo |
| Deuda financiera neta (7) | Deuda financiera bruta(5) – "Efectivo y otros activos líquidos equivalentes"(1) – "Activos financieros derivados ligados a pasivos financieros"(4) |
10.752 millones de euros = 15.560 - 4.555 – 253 |
12.070 millones de euros = 16.301 - 3.985 – 246 |
Medida del nivel de endeudamiento financiero del Grupo, incluyendo conceptos corrientes y no corrientes, tras descontar el saldo de efectivo y otros activos líquidos equivalentes y los derivados de activo ligados a pasivos financieros. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados de capitales para comparar distintas empresas. |
| Apalancamiento (%) (7) | Deuda financiera neta(5) / (Deuda financiera neta(5) + "Patrimonio neto"(1)) |
48,1% = 10.752 / (10.752 + 11.596) |
54,7% = 12.070 / (12.070 + 9.979) |
Medida del peso de los recursos ajenos en la financiación de la actividad empresarial. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados de capitales para comparar distintas empresas. |
| Coste deuda financiera neta | "Coste de la deuda financiera"(4) – "Intereses (ingresos financieros)"(4) |
246 millones de euros = 326 - 80 | 248 millones de euros = 265 - 17 | Medida del coste de la deuda financiera sin considerar los ingresos por intereses financieros. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados de capitales para comparar distintas empresas. |
| EBITDA / Coste deuda financiera neta |
Ebitda(5) / Coste deuda financiera neta(5) | 11,6x = 2.849 / 246 | 8,3x= 2.047 / 248 Información comparativa a 31 de diciembre del año anterior: 9,9x = 4.954 /501 |
Medida de la capacidad de la compañía de generar recursos de explotación en relación con el coste de la deuda financiera. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados de capitales para comparar distintas empresas. |
| Deuda financiera neta / EBITDA (7) Deuda financiera neta(5) / Ebitda(5) | 1,9x = 10.752 / 5.756 | 2,4x = 12.070/4.954 | Medida de la capacidad del Grupo de generar recursos para atender los pagos de la deuda financiera. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados de capitales para comparar distintas empresas. |
|
| Free Cash Flow después de minoritarios |
Net Free Cash Flow (5)+ Dividendos sociedad dominante neto de aquellos percibidos por empresas del grupo (4)+ Compra acciones propias (4)+ Pago por inversiones (empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio)(4) |
1.977 millones de euros = 1.377 + 480 + 6 + 114 |
1.460 millones de euros = 964 + 481 + 0 + 15 |
Medida de la generación de caja correspondiente a las actividades de explotación y de inversión. Se utiliza para evaluar los fondos disponibles para pagar dividendos a los accionistas, el pago de inversiones inorgánicas (adquisiciones de sociedades o negocios) y atender el servicio de la deuda. |
| Net Free Cash Flow | Flujos de efectivo de las actividades de explotación (3) + Flujos de efectivo de las actividades de inversión(3) + Flujos de efectivo de las actividades de financiación(3) – Cobros/pagos por instrumentos de pasivo financiero(3) |
1.377 millones de euros = 3.151 – 1.239 - 1.324 + 789 |
964 millones de euros = 2.429 – 801 - 1.386 + 722 |
Medida de la generación de caja para evaluar los fondos disponibles para atender el servicio de la deuda. |
| Medidas alternativas de | Conciliación de valores | |||
|---|---|---|---|---|
| rendimiento | Definición y términos | 30 de junio de 2023 | 30 de junio de 2022 | Relevancia de uso |
| Coste medio de la deuda financiera bruta |
Coste de la deuda financiera (4) - coste de los pasivos financieros por arrendamiento (4) - otros gastos de refinanciación (4) /media mensual de la deuda financiera bruta (4) (excluyendo la deuda por arrendamiento financiero) |
3,8% = (326 - 41 - 14) * (360 / 180) / 14.446 |
2,8% = (265 - 42 - 13) * (360 / 180) / 15.156 Información comparativa a 31 de diciembre año anterior: 3,0% = (568-85-31) / 15.099 |
Medida de la tasa interés efectiva de la deuda financiera. Es un indicador ampliamente utilizado en los mercados de capitales para comparar distintas empresas. |
| Liquidez (7) | Efectivo y otros medios líquidos equivalentes (1) + Líneas de crédito no dispuestas y totalmente comprometidas (4) |
10.108 millones de euros = 4.555 + 5.553 |
9.482 millones de euros = 3.985 + 5.497 |
Medida de la capacidad del Grupo para afrontar cualquier tipo de pago. |
| Valor económico distribuido | Aprovisionamientos (2) + Otros gastos de explotación (incluye Tributos) (2) + Pagos por impuesto sobre beneficios (3) + Gastos de personal (2) + Trabajos realizados para el inmovilizado (4) + Gastos financieros (2) + Dividendos pagados por la sociedad dominante a terceros (4) + Gastos actividades interrumpidas antes de impuestos (4) |
10.176 millones de euros = 8.102 + 948 - 107 + 318 + 35 + 400 + 480 + 0 |
15.923 millones de euros = 13.841 + 716 + 194 + 267 + 33 + 391 + 481 + 0 |
Medida del valor de la empresa considerando la valoración económica generada por sus actividades, distribuida a los distintos grupos de interés (principalmente accionistas, proveedores, empleados, administraciones públicas y sociedad). |
Nota:
(1) Epígrafe del Balance de situación consolidado
(2) Epígrafe de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada
(3) Epígrafe del Estado de flujos de efectivo consolidado
(5) Magnitud detallada en las MAR (4) Magnitud detallada en la memoria consolidada
(6) Magnitud detallada en el informe de gestión
(7) Información comparativa con 31 de diciembre 2022
Avenida de América38 28028Madrid España [email protected]
Página web Naturgy:
www.naturgy.com
El presente documento es propiedad de Naturgy Energy Group, S.A. (Naturgy) y ha sido preparado con carácter meramente informativo.
Este documento contiene información y declaraciones con proyecciones de futuro sobre Naturgy. Tales informaciones pueden incluir estimaciones financieras, declaraciones relativas a planes, objetivos y expectativas en relación con operaciones futuras, inversioneso estrategia.
Se advierte que la información que contiene proyecciones de futuro se haya sujeta a riesgos e incertidumbres difíciles de prever y fuera del control de Naturgy. Entre tales riesgos e incertidumbres se encuentran los identificados en las comunicaciones y documentos registrados en la Comisión Nacional de Mercado de Valores y en otras autoridades supervisoras de los mercados en los que se negocian valores emitidos por Naturgy y sus filiales. Salvo en la medida que lo requiera la ley aplicable, Naturgy no asume ninguna obligación, aun cuando se publiquen nuevos datos o se produzcan nuevos hechos, de actualizar públicamente las declaraciones e informaciones que incluyen estimaciones y/o proyecciones de futuro.
Este documento incluye ciertas Medidas Alternativas del Rendimiento ("MARs") cuya regulación se publicó por la European Securities and Markets Authority en Octubre de 2015. Para mayor información al respecto véase en su caso la información incluida en esta presentación y la disponible en la página web corporativa (www.naturgy.com).
Este documento no constituye una oferta o invitación para adquirir o suscribir acciones, de acuerdo con lo previsto en el texto refundido de la Ley de Mercado de Valores aprobada por el Real Decreto Legislativo 4/2015 del 23 de octubre y en su normativa de desarrollo. Asimismo, este documento no constituye una oferta o solicitud de oferta de compra, venta o canje de títulos valores en ninguna otra jurisdicción.
La información y las previsiones contenidas en este documento no han sido verificadas por ningún tercero independiente y por tanto no se garantiza ni su exactitud ni su exhaustividad.
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.