1
CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A.
Y
SOCIEDADES DEPENDIENTES
(Grupo Consolidado)
CUENTAS ANUALES
E
CONSOLIDADOS
DEL EJERCICIO 2023
Preparadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información
Financiera adoptadas por la Unión Europea
2
ÍNDICE
BALANCE DE SITUACIÓN CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2023 Y 2022
CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022
ESTADO CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022
ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022
1. ACTIVIDADES DEL GRUPO
2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LAS CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS Y PRINCIPIOS DE
CONSOLIDACIÓN
3. PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES
3.1 Adopción de nuevas normas e interpretaciones emitidas
3.2 Normas de valoración
3.3 Estimaciones y juicios contables
3.4 Cambios en políticas contables
4. INMOVILIZADO MATERIAL
5. ARRENDAMIENTOS
6. FONDO DE COMERCIO
7. OTROS ACTIVOS INTANGIBLES
8. PARTICIPACIONES EN EMPRESAS ASOCIADAS
9. PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS
10. ACTIVOS FINANCIEROS NO CORRIENTES Y CORRIENTES
11. OTROS ACTIVOS NO CORRIENTES
12. EXISTENCIAS
13. DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS POR COBRAR
14. EFECTIVO Y OTROS ACTIVOS LÍQUIDOS
15. PATRIMONIO NETO
16. PROVISIONES Y LITIGIOS
17. DEUDA FINANCIERA
3
18. POLÍTICA DE GESTIÓN DE RIESGOS
19. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS
20. OTROS PASIVOS NO CORRIENTES Y CORRIENTES
21. SITUACIÓN FISCAL
22. ACTIVOS Y PASIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA
23. GARANTÍAS COMPROMETIDAS CON TERCEROS
24. INGRESOS
25. GASTOS
26. INFORMACIÓN POR SEGMENTOS
27. INGRESOS Y GASTOS FINANCIEROS
28. PROPUESTA DE DISTRIBUCIÓN DEL RESULTADO
29. ASPECTOS MEDIOAMBIENTALES
30. BENEFICIO POR ACCIÓN
31. HECHOS POSTERIORES
32. OPERACIONES CON PARTES VINCULADAS
33. RETRIBUCIONES Y OTRAS PRESTACIONES
34. OTRA INFORMACIÓN REFERENTE A ADMINISTRADORES
35. PERIODO MEDIO DE PAGO A PROVEEDORES EN OPERACIONES COMERCIALES
ANEXOS
I.- ENTIDADES DEPENDIENTES
II.- SOCIEDADES MULTIGRUPO
III.- ENTIDADES ASOCIADAS
IV. - MODIFICACIONES EN EL PERÍMETRO DE CONSOLIDACIÓN
V.
- MARCO REGULATORIO SIGNIFICATIVO
VI.- RELACIÓN DE VALOR NETO ACTUALIZADO POR INSTALACIÓN TIPO
INFORME DE GESTIÓN
4
BALANCE DE SITUACION CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de euros)
ACTIVO
NOTA
2023
2022
Inmovilizado material
4
Derechos de uso
5
Fondo de comercio
6
Otros activos intangibles
7
Activos financieros no corrientes
10
Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación
8
Activos por impuestos diferidos
11
Otros activos no corrientes
11
ACTIVOS NO CORRIENTES
Existencias
12
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
13
Otros activos financieros corrientes
10
Activos por impuestos sobre las ganancias corrientes
21
Otros activos corrientes
21
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes
14
Activos no corrientes mantenidos para la venta
22
ACTIVOS CORRIENTES
TOTAL ACTIVO
PASIVO Y PATRIMONIO NETO
NOTA
2023
2022
Capital
Ganancias acumuladas
Resultado del ejercicio
Valores propios
(69 )
(4 )
Diferencias de conversión
(27 )
Dividendo a cuenta
Patrimonio atribuido a tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante
Intereses minoritarios
PATRIMONIO NETO
15
Obligaciones y otros valores negociables
17
Deudas con entidades de crédito
17
Obligaciones de arrendamiento
5
Pasivos por impuestos diferidos
21
Provisiones
16
Otros pasivos no corrientes
20
PASIVOS NO CORRIENTES
Obligaciones y otros valores negociables
17
Deudas con entidades de crédito
17
Obligaciones de arrendamiento
5
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
35
Provisiones
16
Pasivos por impuestos sobre las ganancias corrientes
21
Otros pasivos corrientes
20
Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta
22
PASIVOS CORRIENTES
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO
Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al
ejercicio 2023
5
CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de
euros)
NOTA
2023
2022
Importe neto de la cifra de negocios
24
Otros ingresos
24
Aprovisionamientos
25
(1.776 )
(2.206 )
Gastos de personal
25
(256 )
(210 )
Dotación a la amortización y variación de provisiones
4,5,7 y 25
(491 )
(434 )
Otros gastos de explotación
25
(753 )
(735 )
Resultado puesta en equivalencia actividad análoga
8
Resultado por deterioro de activos
25
(11 )
(21 )
Resultado de la enajenación de activos no corrientes
25
Otras ganancias o pérdidas
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN
Ingresos financieros
27
Gastos financieros
27
(179 )
(132 )
Diferencias de cambio
Variación de provisiones de inversiones financieras
Resultado de variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable
19
(64 )
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS
Gasto por impuesto sobre las ganancias
21
(209 )
(262 )
RESULTADO DEL EJERCICIO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS
RESULTADO DEL EJERCICIO
Intereses minoritarios
15
(43 )
(36 )
RESULTADO ATRIBUIBLE A LA SOCIEDAD DOMINANTE
BENEFICIO BÁSICO POR ACCIÓN (Euros/acción)
30
BENEFICIO DILUIDO POR ACCIÓN (Euros/acción)
30
Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al
ejercicio 2023
6
ESTADO CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022
(Millones de euros)
Nota
2023
2022
A) RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO
1. Resultado atribuido a la sociedad dominante
2. Intereses minoritarios
B) PARTIDAS QUE NO SERAN RECLASIFICADAS A LA CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS:
(1 )
1. Por ganancias y pérdidas actuariales y otros ajustes
(1 )
2. Efecto impositivo
21
C) PARTIDAS QUE PODRAN SER RECLASIFICADAS A LA CUENTA DE PÉRDIDAS Y
GANANCIAS
(251 )
Ingresos y gastos imputados directamente en el patrimonio neto:
(120 )
1. Por valoración de instrumentos financieros:
2. Por coberturas de flujos de efectivo
15
3. Diferencias de conversión
15
(136 )
4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto
5. Efecto impositivo
21
(8 )
(46 )
Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias:
15
(131 )
(55 )
1. Por valoración de instrumentos financieros:
2. Por coberturas de flujos de efectivo
(175 )
(73 )
3. Diferencias de conversión
4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto
5. Efecto impositivo
21
TOTAL INGRESOS / (GASTOS) RECONOCIDOS (A+B+C)
21
21
21
Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023
7
ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y
2022
(Millones de euros)
ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2023
Capital
social
Otras
reservas
Acciones y
particip.en
patrimonio
propias
Dividendo a
cuenta
Diferencias de
conversión
Resultado del
ejercicio
Cobertura de
flujos de
efectivo
Intereses
minoritarios
Total
Saldo inicial al 01.01.2023
(4 )
Ajuste por cambios de criterio
contable
Ajuste por errores
Saldo inicial ajustado
(4 )
Total ingresos y gastos reconocidos
(1 )
(119 )
(129 )
Ajustes por coberturas de flujos de
efectivo
(129 )
(115 )
Variación por diferencias de
conversión
(119 )
(17 )
(136 )
Variaciones por resultados
actuariales de pensiones
(1 )
(1 )
Resultado del ejercicio
Otras variaciones de patrimonio
neto
(65 )
(759 )
(237 )
Aumentos (Reducciones) de
capital)
Aplicación del resultado
(759 )
Distribución de dividendos
(230 )
(60 )
(290 )
Operaciones con acciones o
participaciones en patrimonio
propias (netas)
(65 )
(65 )
Otras transacciones con socios o
propietarios
Saldo 31.12.2023
(69 )
-
(27 )
Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023
8
ESTADO TOTAL DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2022
(Millones de euros)
Capital
social
Otras
reservas
Acciones y
particip.en
patrimonio
propias
Dividendo a
cuenta
Diferencias
de conversión
Resultado
del ejercicio
Cobertura
de flujos de
efectivo
Intereses
minoritarios
Total
Saldo inicial al 01.01.2022
(2 )
Ajuste por cambios de criterio
contable
Ajuste por errores
Saldo inicial ajustado
(2 )
Total ingresos y gastos reconocidos
Ajustes por coberturas de flujos de
efectivo
(8 )
Variación por diferencias de
conversión
Variaciones por resultados
actuariales de pensiones
Resultado del ejercicio
Otras variaciones de patrimonio
neto
(2 )
(363 )
(1 )
(29 )
(123 )
Aumentos (Reducciones) de capital
(Nota 13.a))
Aplicación del resultado
(363 )
Distribución de dividendos
(92 )
(34 )
(126 )
Operaciones con acciones o
participaciones en patrimonio
propias (netas)
(2 )
(2 )
Otras transacciones con socios o
propietarios
(1 )
Otras variaciones
Saldo 31.12.2022
(4 )
9
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2023 Y 2022 (Millones de
euros)
2023
2022
Resultado antes de impuestos de actividades continuadas
Ajustes al resultado
Amortizaciones y deterioros
Resultado de sociedades por el método de la participación antes de impuestos
(81 )
(110 )
Resultado de la enajenación de activos no corrientes
(133 )
(26 )
Ingresos y gastos financieros
Otros resultados que no generan movimientos de fondos
(75 )
(20 )
Resultado antes de impuestos de actividades continuadas corregido por ajustes
Cambios en el capital corriente
Variación de existencias
(13 )
Variación en activo / pasivo corrientes
(413 )
Otros flujos de efectivo de actividades de explotación
Ingresos y gastos financieros corrientes
(152 )
(87 )
Dividendos recibidos de entidades asociadas y de otras inversiones financieras no corrientes
Cobros/pagos por impuesto sobre sociedades
(282 )
(312 )
Variación en activo / pasivo no corriente operativo
(97 )
Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación
Adquisición de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes
(1.907 )
(1.125 )
Enajenación de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes
Inversión en empresas grupo y asociadas
(148 )
Enajenación de empresas del grupo y asociadas
Flujos netos de efectivo de las actividades de inversión
(1.898 )
(1.241 )
Pago de dividendos
(230 )
(92 )
Pago de dividendos a socios externos
(56 )
(35 )
Cobros por emisión de instrumentos de patrimonio
Cobros por emisión de instrumentos de pasivo financiero
Pagos por emisión de instrumentos de pasivo financiero
(2.265 )
(2.365 )
Flujo neto de emisión de instrumentos de pasivo con Grupo
Flujo neto de otros activos financieros corrientes
(46 )
Pago arrendamientos
(14 )
(24 )
Otros flujos de financiación
(3 )
Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación
(114 )
Efecto de las variaciones en los tipos de cambio
(4 )
Variación de efectivo y medios líquidos equivalentes
(13 )
Saldo inicial de efectivo y medios líquidos equivalentes
Saldo final de efectivo y medios líquidos equivalentes
Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2023
10
MEMORIA DEL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2023
DE CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A.
Y SOCIEDADES DEPENDIENTES
(Grupo Consolidado)
1. Actividades del Grupo
constituyó como sociedad limitada en Madrid el 12 de junio de 2008. Con fecha 10 de marzo de 2021 se
produjo la transformación por la cual la Sociedad Dominante pasó a ser una sociedad anónima. Su domicilio
social y sus oficinas centrales se encuentran ubicados en
De acuerdo con el capítulo III sección Primera del TRLSC aprobado por el RDL 1/ 2010 de 2 de julio, Corporación
Acciona Energías Renovables, S.A., Sociedad Dominante del Grupo, se encontraba inscrita en el Registro
Mercantil como Sociedad Unipersonal hasta la admisión a cotización de parte de sus acciones el 1 de julio de
2021 en el Sistema de Interconexión Bursátil Español (SIBE - Bolsas de Madrid, Barcelona, Valencia y Bilbao).
Al cierre del ejercicio 2023, el accionista mayoritario de la Sociedad Dominante es
a)), sociedad que, a su vez, tiene sus acciones admitidas a cotización en el Sistema de Interconexión Bursátil
Español (SIBE - Bolsas de Madrid, Barcelona, Valencia y Bilbao).
11
La capacidad instalada total atribuible al Grupo a 31 de diciembre de 2023 es de una potencia instalada
atribuible de 12.131 MW (9.884 MW al 31 de diciembre de 2022) repartidas entre las diversas tecnologías en
las que opera el Grupo tanto a nivel nacional como internacional.
2. Bases de presentación de las cuentas anuales consolidadas y principios de consolidación
2.1 Bases de presentación y comparación de la información
Las cuentas anuales consolidadas del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables del ejercicio 2023 han
sido formuladas por acuerdo del Consejo de Administración de fecha 29 de febrero de 2023 de forma que
muestran la imagen fiel del patrimonio y de la situación financiera consolidada del Grupo a 31 de diciembre
de 2023 y del rendimiento financiero consolidado, de sus flujos de efectivo consolidados y de los cambios en
el patrimonio neto consolidado correspondientes al ejercicio anual terminado en dicha fecha.
Estas cuentas anuales se han preparado de acuerdo con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento
Europeo y del Consejo del 19 de julio de 2002, por el que se establece que todas las sociedades que se rijan
por el Derecho de un estado miembro de la Unión Europea, y cuyos títulos valores coticen en un mercado
regulado de alguno de los Estados que la conforman, deberán presentar sus cuentas anuales consolidadas
correspondientes a los ejercicios que se iniciaron a partir del 1 de enero de 2005 conforme a las Normas
Internacionales de Información Financiera (en adelante, NIIF) que hayan sido previamente adoptadas por la
Unión Europea, en particular, de acuerdo con los principios y criterios establecidos por las Normas
Internacionales de Información Financiera según han sido adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE) en vigor
a 31 de diciembre de 2023, de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y
del Consejo. En la nota 3 se resumen los principios contables y criterios de valoración de carácter obligatorio
más significativos aplicados, las alternativas que la normativa permite a este respecto, así como las normas e
interpretaciones emitidas no vigentes a la fecha de formulación de estas cuentas anuales consolidadas.
Estas cuentas anuales consolidadas han sido preparadas a partir de los registros de contabilidad mantenidos
por la Sociedad Dominante y por las restantes entidades integradas en el Grupo. En dichos registros se integran
las uniones temporales de empresas, agrupaciones y consorcios y comunidades de bienes en los que participan
las sociedades mediante el sistema de integración proporcional, es decir, mediante la incorporación en función
del porcentaje de participación, de los activos, pasivos y operaciones realizadas por las mismas, practicándose
las oportunas eliminaciones de saldos de activo y pasivo, así como las operaciones del ejercicio.
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables está integrado en las cuentas anuales consolidadas del
Grupo Acciona cuyas cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2022 fueron aprobadas por la Junta General
de Accionistas de Acciona, S.A. celebrada el 19 de junio de 2023 y que fueron depositadas en el Registro
Mercantil de Madrid. Igualmente, para el ejercicio 2023, el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables
se integra en el Grupo Acciona, cuyas cuentas anuales consolidadas serán formuladas bajo normativa NIIF-UE,
y serán depositadas, una vez aprobadas, en el Registro Mercantil de Madrid, según la legislación vigente.
A 31 de diciembre de 2023 no se han producido cambios significativos en estimaciones contables, ni en
políticas contables ni se han producido correcciones de errores.
Las cuentas anuales consolidadas presentan a efectos comparativos, con cada una de las partidas del balance
de situación consolidado, de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, del estado de flujos de efectivo
consolidado, del estado consolidado de ingresos y gastos reconocidos, del estado total de cambios en el
12
patrimonio neto consolidado y de la memoria consolidada, además de las cifras correspondientes al ejercicio
2023, las correspondientes al ejercicio anterior que han sido obtenidas mediante la aplicación consistente de
las NIIF-UE.
Estas cuentas anuales consolidadas se presentan, salvo indicación en contrario, en millones de euros, por ser
la moneda funcional y de presentación de la sociedad dominante del Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables. Las operaciones en moneda extranjera se incorporan de conformidad con las políticas
establecidas en las notas 2.3.f) y 3.2n).
2.2 Marco regulatorio significativo
Las instalaciones propiedad de las sociedades filiales del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se
rigen cada una por las diferentes normativas aplicables en cada uno de los países en los que se ubican. En el
Anexo V de estas cuentas anuales consolidadas se describen los principales marcos regulatorios aplicables a
las instalaciones de producción eléctrica del Grupo.
2.3 Principios de consolidación
a.
Métodos de integración
Se consideran entidades dependientes, aquellas sobre las que la Sociedad, directa o indirectamente, a través
de dependientes ejerce control. La Sociedad controla a una entidad dependiente cuando por su implicación
en ella está expuesta, o tiene derecho, a unos rendimientos variables y tiene la capacidad de influir en dichos
rendimientos a través del poder que ejerce sobre la misma. La Sociedad tiene el poder cuando posee derechos
sustantivos en vigor que le proporcionan la capacidad de dirigir las actividades relevantes. La Sociedad está
expuesta, o tiene derecho, a unos rendimientos variables por su implicación en la entidad dependiente cuando
los rendimientos que obtiene por dicha implicación pueden variar en función de la evolución económica de la
entidad. El método de consolidación de las entidades dependientes se explica en el apartado c) de esta misma
nota e incluye a las sociedades detalladas en el Anexo I.
En aquellos casos en los que se gestiona con terceros una operación conjunta, y se concluye que el partícipe
tiene derechos y obligaciones directas por su parte proporcional de los activos y pasivos del acuerdo, se
reconoce en las cuentas anuales consolidadas los activos, pasivos, ingresos y gastos de acuerdo con su
participación en la operación conjunta. Las sociedades integradas por este método, que se explica en el
apartado d) de esta misma nota, se incluyen en el Anexo II.
Aquellas sociedades, no incluidas entre las anteriores, en que se posee una capacidad de influencia significativa
en la gestión o son negocios conjuntos, constituyen entidades asociadas que se presentan valoradas por el
“método de participación” o puesta en equivalencia (véase Anexo III). Este método de contabilización se
explica en el apartado e) de esta misma nota.
En los proyectos eólicos en Estados Unidos con incentivos fiscales a la producción (Production Tax Credits o
PTC’s) y amortización fiscal acelerada, se incorporan socios externos cuyo porcentaje de participación en el
interés económico de los proyectos es variable a lo largo de la vida de los mismos, aunque el Grupo sigue
manteniendo el control y la gestión operativa y financiera de los proyectos, por lo que estas sociedades se
consolidan siguiendo el mismo método que en las entidades dependientes (véase apartado c) de esta misma
nota). Estos socios permanecen en el capital de las sociedades obteniendo beneficios fiscales de los mismos y
hasta obtener una tasa de retorno sobre la inversión realizada, la cual depende del propio rendimiento de los
proyectos. El Grupo mantiene una opción de compra de estos proyectos por el valor de mercado existente en
el momento en el que el socio inversor obtiene el mencionado rendimiento.
13
b.
Eliminaciones de consolidación
Todos los saldos y efectos de las transacciones significativos efectuados entre las sociedades dependientes
con las sociedades asociadas y negocios conjuntos, y entre ellas mismas, han sido eliminados en el proceso de
consolidación.
En el caso de las transacciones con asociadas y operaciones conjuntas, las ganancias correspondientes se
eliminan en el porcentaje de participación del Grupo en su capital.
c.
Entidades dependientes
Se consideran entidades dependientes, aquéllas sobre las que la Sociedad tiene capacidad para ejercer control
efectivo, independientemente del porcentaje de participación en la entidad dependiente; capacidad que se
manifiesta, en general, por la constatación de tres elementos que deben cumplirse: tener poder sobre la
participada, la exposición o el derecho a los resultados variables de la inversión y la capacidad de utilizar dicho
poder de modo que pueda influir en el importe de esos retornos.
Los ingresos, gastos y flujos de efectivo de las entidades dependientes se incluyen en las cuentas anuales
consolidadas desde la fecha de adquisición, que es aquella en la que el Grupo obtiene efectivamente el control
de las mismas. Las entidades dependientes se excluyen de la consolidación desde la fecha en la que se ha
perdido control.
Las transacciones y saldos mantenidos con empresas del Grupo y los beneficios o pérdidas no realizados han
sido eliminados en el proceso de consolidación. No obstante, las pérdidas no realizadas han sido consideradas
como un indicador de deterioro de valor de los activos transmitidos.
Las políticas contables de las entidades dependientes se han adaptado a las políticas contables del Grupo, para
transacciones y otros eventos que, siendo similares se hayan producido en circunstancias parecidas.
Las cuentas anuales o estados financieros de las entidades dependientes utilizados en el proceso de
consolidación están referidos a la misma fecha de presentación y mismo periodo que los de la Sociedad.
En el momento de la adquisición de una sociedad dependiente que represente la adquisición de un negocio,
los activos y pasivos y los pasivos contingentes de una sociedad dependiente se calculan a sus valores
razonables en la fecha de adquisición que da lugar a la toma de control según indica la NIIF 3 – Combinaciones
de negocios. Cualquier exceso del coste de adquisición respecto a los valores razonables de los activos netos
identificados se reconoce como fondo de comercio. Si el coste de adquisición es menor que el valor razonable
de los activos netos identificables, la diferencia se imputa a resultados en la fecha de adquisición.
El Grupo evalúa en cada transacción si ha adquirido un negocio o un grupo de activos, analizando si el conjunto
de activos adquiridos cumple con la definición de negocio establecida en las normas internacionales de
contabilidad o si sustancialmente todo el valor razonable de los activos brutos adquiridos se concentra en un
único activo identificable (o grupo de activos identificables similares), en cuyo caso los activos adquiridos no
representarían un negocio.
La consolidación de los resultados generados por las sociedades adquiridas en un ejercicio se realiza tomando
en consideración, únicamente, los generados desde la fecha de adquisición. Paralelamente, la consolidación
de los resultados generados por las sociedades enajenadas en un ejercicio se realiza tomando en
consideración, únicamente, los generados hasta la fecha de enajenación.
Adicionalmente la participación de los accionistas minoritarios se establece en la proporción de los valores
razonables de los activos y pasivos reconocidos.
14
La participación de terceros en el patrimonio de sus participadas, se presenta en el epígrafe “Intereses
minoritarios” del balance de situación consolidado, dentro del capítulo de Patrimonio Neto del Grupo.
Análogamente, su participación en los resultados del ejercicio, se presentan en el epígrafe “Intereses
minoritarios” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
d.
Operaciones conjuntas
Acuerdos conjuntos son aquéllos en los que la gestión de la sociedad participada (multigrupo) se realiza por
una sociedad del Grupo y uno o varios terceros externos al mismo, y donde las partes actúan conjuntamente
para dirigir las actividades relevantes y donde las decisiones sobre dichas actividades relevantes requieren el
consentimiento unánime de las partes.
Se consideran operaciones conjuntas a los acuerdos conjuntos en los que se ha concluido que el partícipe tiene
derechos y obligaciones directas por su parte proporcional de los activos y pasivos del acuerdo.
Los estados financieros de las operaciones conjuntas se consolidan con las de la Sociedad siguiendo un criterio
de integración proporcional, de tal forma que la agregación de saldos y las posteriores eliminaciones tienen
lugar sólo en proporción a la participación posee el Grupo en los activos y pasivos, así como en los ingresos y
gastos de esas operaciones, siempre que se consideren realizadas frente a terceros o con el otro operador.
Los activos y pasivos de las operaciones se presentan en el balance de situación consolidado clasificado de
acuerdo con su naturaleza específica. De la misma forma, los ingresos y gastos con origen en operaciones
conjuntas se presentan en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada conforme a su propia naturaleza.
e.
Método de la participación
En las cuentas anuales consolidadas, las entidades asociadas y los negocios conjuntos (acuerdos conjuntos que
dan derecho a los activos netos del acuerdo) se valoran por el método de la participación, es decir, por la
fracción de su neto patrimonial que representa la participación del Grupo en su capital, una vez considerados
los dividendos percibidos de las mismas y otras eliminaciones patrimoniales.
El valor de estas participaciones en el balance de situación consolidado incluye, en su caso, el fondo de
comercio puesto de manifiesto en la adquisición de las mismas.
La participación del Grupo en los beneficios o pérdidas de las entidades asociadas obtenidas desde la fecha de
adquisición se registra como un aumento o disminución del valor de las inversiones con abono o cargo a la
partida “Resultado puesta en equivalencia actividad análoga”. Asimismo, la participación del Grupo en el otro
resultado global de las asociadas obtenido desde la fecha de adquisición se registra como un aumento o
disminución del valor de las inversiones en las asociadas reconociéndose la contrapartida por naturaleza en
otro resultado global. Las distribuciones de dividendos se registran como minoraciones del valor de las
inversiones. Para determinar la participación del Grupo en los beneficios o pérdidas, incluyendo las pérdidas
por deterioro de valor reconocidas por las asociadas, se consideran los ingresos o gastos derivados del método
de adquisición.
Cuando la inversión del Grupo en empresas asociadas ha quedado reducida a cero, las obligaciones implícitas
adicionales, en caso de existir, en las filiales que se integran por el método de participación se registran en el
epígrafe “provisiones no corrientes” del balance de situación consolidado.
El Grupo evalúa la existencia de influencia significativa, incluyendo aquellos casos en los que el porcentaje de
participación sea inferior al 20%. Además del porcentaje de participación se tienen en cuenta factores
15
cualitativos tales como la participación en la toma de decisiones, la presencia en el Consejo de Administración,
el acceso a determinada información relevante, así como el intercambio de personal directivo.
f.
Diferencias de conversión
Cada una de las sociedades que conforman el Grupo presenta como moneda funcional la moneda del país en
el que opera. Las operaciones en moneda distinta de la funcional se consideran operaciones en moneda
extranjera.
En la consolidación, los activos y pasivos de las operaciones en el extranjero del Grupo con moneda funcional
distinta al euro, se convierten según los tipos de cambio vigentes en la fecha del balance de situación. Las
partidas de ingresos y gastos se convierten según los tipos de cambio medios del período, a menos que éstos
fluctúen de forma significativa. Las cuentas de capital y reservas se convierten a los tipos de cambio históricos.
Las diferencias de cambio que resulten, en su caso, se clasifican en patrimonio neto dentro de otro resultado
global. Dichas diferencias de conversión se reconocen como ingresos o gastos en el período en que se realiza
o enajena la inversión.
g.
Variaciones en el perímetro de consolidación e intereses minoritarios
Durante el periodo de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2023, se han producido las siguientes
variaciones de perímetro de consolidación significativas:
- En abril de 2023, la sociedad Acciona Generación Renovable, S.A., participada al 100% por el Grupo, acordó
la compra de las participaciones representativas del 50% del capital de la sociedad Med Wind Energy, S.L.,
sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes, fundamentalmente relacionadas con el
cumplimiento de la reglamentación de Competencia.
Esta sociedad es titular, como activo más relevante, del 50% del capital de la sociedad Energías Renovables
Mediterráneas, S.A. (Renomar), sociedad titular de 493,5 MW eólicos en operación en la Comunidad
Valenciana, en la que el Grupo ya participaba al 50% y que se integraba por el método de la participación.
Como consecuencia de esta adquisición, el Grupo ha incrementado indirectamente su participación en la
sociedad Energías Renovables Mediterráneas, S.A. en un 25%, hasta alcanzar el 75%, obteniendo control
sobre la misma.
En junio de 2023 y tras la verificación del cumplimiento de las condiciones precedentes, la adquisición
quedó perfeccionada. El precio de adquisición ascendió a 118 millones de euros, que han sido pagados en
su totalidad. El detalle de la combinación de negocios es el que sigue (en millones de euros):
Sociedad
Efectivo
entregado
(25%)
[a]
Participación
previa
(50%)
[b]
Coste de
adquisición
[a + b]
Porcentaje
efectivo
Valor razonable
de activos y
pasivos de la
compañía
Renomar (Sociedad participada en un 50% por Med
Wind Energy, S.L.)
118
237
355
75%
474
16
A continuación, se muestra el detalle del valor razonable provisional de los activos y pasivos integrados
del grupo Med Wind Energy, S.L. en el momento de la toma de control (en millones de euros):
Detalle de activos identificados:
Med Wind Energy
563
177
Total activos identificados
740
215
51
Total pasivos identificados
266
Total activos netos identificados
474
Conforme a lo establecido por NIIF 3 en relación con las combinaciones de negocios realizadas por etapas,
la participación preexistente ha sido revalorizada arrojando una plusvalía de 145 millones de euros
registrada en el epígrafe “Otras ganancias y pérdidas” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada,
incluyendo, entre otros conceptos la reversión de márgenes por operaciones internas y la reclasificación
a resultados de partidas registradas directamente en patrimonio neto. La valoración de los activos netos
se ha realizado siguiendo un descuento de flujos cuyos datos no son directamente observables (como en
cualquier modelo de valoración) y por lo tanto corresponden al nivel 3 de jerarquía de NIIF3. La operación
no ha generado fondo de comercio ni diferencias negativas de consolidación.
El importe neto de la cifra de negocios y el resultado después de impuestos aportados por la sociedad
Renomar desde la fecha de la combinación de negocios hasta el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a
89,3 y 24,9 millones de euros, respectivamente. Si la combinación de negocios hubiera tenido lugar el 1
de enero de 2023, el importe neto de la cifra de negocios, así como el resultado después de impuestos,
habrían ascendido a 144,8 y 43,0 millones de euros.
-
En mayo de 2023, la sociedad Corporación Eólica Catalana, S.L., participada al 50% por el Grupo y en otro
50% por Acciona, S.A., ha adquirido participaciones representativas del 70% del capital de las sociedades
Solideo Eco Systems, S.L. y Solideo Energy, S.L. El importe de la compra ha ascendido a 26 millones de
euros.
El Grupo Solideo es líder en soluciones de autoconsumo y eficiencia energética para clientes residenciales
y pequeñas y medianas empresas. Asimismo, Solideo ofrece también baterías para el almacenaje
eléctrico, puntos de recarga para vehículos eléctricos y sistemas de climatización por aerotermia. El plan
de negocio de la compañía contempla la puesta en marcha de nuevos segmentos de negocio como la
generación distribuida –a pequeña escala y cercana a los puntos de consumo–, la creación de
comunidades solares o la comercialización de energía.
Solideo ha alcanzado una posición de liderazgo en Cataluña en autoconsumo eléctrico. Su plan estratégico
para los próximos años se fundamenta en el impulso de su expansión geográfica para lograr cobertura en
todo el territorio nacional. La integración del negocio de Solideo aporta al Grupo acceso al negocio
doméstico y pymes, con importantes sinergias con distintas divisiones de negocios del grupo.
17
El detalle de la combinación de negocios registrada por Corporación Eólica Catalana, S.L. es el que sigue
(en millones de euros):
Sociedad
Coste de adquisición
Porcentaje indirecto
adquirido
Fondo de comercio
Grupo Solideo
26
70%
26
A continuación, se muestra el detalle del valor razonable provisional de los activos y pasivos integrados
del grupo Solideo en el momento de la toma de control (en millones de euros):
Grupo Solideo
1
1
2
14
Total activos identificados
16
2
14
Total pasivos identificados
16
-
En agosto de 2023, la sociedad Acciona Energía Internacional, S.A., participada al 75% por el Grupo,
acordó la compra de las participaciones representativas del 34,4% del capital de la sociedad Amper
Central Solar, S.A., propietaria de la planta fotovoltaica portuguesa de Moura. Esta sociedad estaba
participada en un 65,6% por Acciona Energía Internacional, S.A. e integrada en el Grupo por el método
de la participación (ausencia de control). Como consecuencia de la adquisición del 34,4% restante hasta
alcanzar el 100% de control por Acciona Energía Internacional, S.A. (75% indirecto por el Grupo), la
sociedad pasa a integrarse por Global.
El precio de la adquisición ha sido de 10 millones de euros, pagados en su totalidad. El detalle de la
combinación de negocios es el siguiente:
Sociedad
Efectivo entregado
(34,4%)
Participación previa (65,6%)
Valor razonable de activos y pasivos de la
compañía
Amper Central Solar, S.A.
10
54
18
A continuación, se muestra el detalle del valor razonable provisional de los activos y pasivos integrados de
la sociedad en el momento de la toma de control (en millones de euros):
Amper Central Solar, S.A.
Total activos identificados
Total pasivos identificados
Total activos netos identificados
Conforme a lo establecido por NIIF 3 en relación con las combinaciones de negocios realizadas por etapas,
la participación preexistente (con un valor de 56 millones de euros) ha sido valorada a valor razonable
arrojando una minusvalía neta de 12 millones de euros registrada en el epígrafe Otras ganancias y
pérdidas. La valoración de los activos netos se ha realizado siguiendo un descuento de flujos cuyos datos
no son directamente observables (como en cualquier modelo de valoración) y por lo tanto corresponden
al nivel 3 de jerarquía de NIIF 3.
El importe neto de la cifra de negocios y resultado después de impuestos (antes de intereses minoritarios)
aportados por la sociedad desde la fecha de la combinación de negocios hasta el 31 de diciembre de 2023
ha ascendido a 17 y 12 millones de euros, respectivamente. Si la combinación de negocios hubiera tenido
lugar el 1 de enero de 2023, el importe neto de la cifra de negocios, así como el resultado después de
impuestos (antes de minoritarios), habría ascendido a 36 y 27 millones de euros.
Durante el presente ejercicio, no se han producido más altas o bajas significativas en el perímetro de
consolidación adicionales a las descritas en los párrafos anteriores.
Por otro lado, en el Anexo IV se muestran estos y el resto de los cambios no significativos habidos en los
ejercicios 2023 y 2022 en el perímetro de consolidación. Los impactos en las cuentas anuales consolidadas
adjuntas se muestran en las correspondientes notas de esta memoria.
19
3. Principales políticas contables
3.1 Adopción de nuevas normas e interpretaciones emitidas
Normas e interpretaciones efectivas en el presente ejercicio
Durante el ejercicio 2023 han entrado en vigor las siguientes normas, modificaciones e interpretaciones
contables que, por tanto, han sido tenidas en cuenta en la elaboración de las cuentas anuales consolidadas
adjuntas:
Normas, modificaciones e
interpretaciones
Descripción
Aplicación obligatoria ejercicios
iniciados a partir de
Aprobadas para uso en UE
Modificación a la NIC 1 - Desglose de
políticas contables.
Modificaciones que permiten a las entidades identificar adecuadamente
la información sobre políticas contables materiales que debe ser
desglosada en los estados financieros.
1 de enero de 2023
Modificación a la NIC 8 - Definición de
estimación contable.
Modificaciones y aclaraciones sobre qué debe entenderse como un
cambio de una estimación contable.
1 de enero de 2023
Modificación a la NIC 12 - Impuestos
diferidos derivados de activos y
pasivos que resultan de una única
transacción.
Aclaraciones sobre cómo las entidades deben registrar el impuesto
diferido derivado de activos y pasivos que resultan de una única
transacción como arrendamientos y obligaciones por desmantelamiento.
1 de enero de 2023
Modificación a la NIIF 17 - Contratos
de Seguros. Aplicación inicial de la
NIIF 17 y NIIF 9. Información
comparativa.
Modificación de los requisitos de transición de la NIIF 17 para las
entidades aseguradoras que aplican la NIIF 17 y la NIIF 9 por primera vez
al mismo tiempo.
1 de enero de 2023
NIIF 17 - Contratos de Seguros y sus
modificaciones.
Reemplaza a la NIIF 4 y recoge los principios de registro, valoración,
presentación y desglose de los contratos de seguros con el objetivo de
que la entidad proporcione información relevante y fiable que permita a
los usuarios de la información financiera determinar el efecto que los
contratos de seguros tienen en los estados financieros.
1 de enero de 2023
Modificación a la NIC 12 - Reforma
fiscal - Reglas Impositivas Modelo
Pilar Dos
Esta modificación introduce una exención temporal obligatoria al
reconocimiento de impuestos diferidos de NIC 12 relacionados con la
entrada en vigor del modelo impositivo internacional del Pilar Dos.
Incluye también requerimientos adicionales de desglose.
1 de enero de 2023
Excepto por lo indicado en los párrafos siguientes, las modificaciones anteriores se han aplicado sin que hayan
tenido impactos significativos ni en las cifras reportadas ni en la presentación y desglose de la información,
bien por no suponer cambios relevantes, bien por referirse a hechos económicos que no afectan al Grupo.
Con respecto a la modificación de la NIC 12 – Impuestos diferidos derivados de activos y pasivos que resultan
de una única transacción, se reduce el alcance de la exención del reconocimiento inicial para que no aplique
a transacciones que den lugar a diferencias temporales deducibles y gravables, por lo que se deben reconocer
los activos y pasivos por impuestos diferidos asociados con:
-
activos por derecho de uso y pasivos por arrendamiento y
-
pasivos por desmantelamiento, restauración y similares y las cantidades correspondientes
reconocidas como parte del coste de los activos relacionados.
El reconocimiento de estos impuestos anticipados y diferidos, aplicable también al período comparativo
presentado, no ha tenido un impacto significativo en el patrimonio neto a efectos de estos estados financieros
consolidados en su conjunto porque ya venía registrándose con anterioridad a esta modificación.
20
Con respecto a la modificación a la NIC 12 Reforma fiscal – Reglas Impositivas Modelo Pilar Dos, el Grupo está
siguiendo de cerca los desarrollos relacionados con la implementación de las reformas fiscales internacionales
que introducen un impuesto mínimo adicional global (Pilar Dos). En 2023 el Consejo de Normas
Internacionales de Contabilidad emitió una modificación a la NIC 12 que proporciona una excepción temporal
obligatoria de la contabilidad de impuestos diferidos para el impuesto adicional y que requiere de la revelación
de esta excepción en los estados financieros anuales.
A este respecto, el Grupo confirma que aplica la excepción obligatoria para reconocer y revelar información
sobre activos y pasivos por impuestos diferidos relacionados con este impuesto adicional y que, teniendo en
cuenta el marco normativo existente, el análisis del Grupo aún se está llevando a cabo. En la nota 21 de
Situación fiscal, se informa sobre las conclusiones preliminares alcanzadas.
Normas e interpretaciones emitidas no vigentes
A 31 de diciembre de 2023, las siguientes son las normas e interpretaciones más significativas que han sido
publicadas por el IASB, pero no han entrado aún en vigor, bien porque su fecha de efectividad es posterior a
la fecha de las cuentas anuales consolidadas o bien porque no han sido aún adoptadas por la Unión Europea:
Normas, modificaciones e
interpretaciones
Descripción
Aplicación obligatoria ejercicios
iniciados a partir de
Aprobadas para uso en UE
Modificación a la NIIF 16 pasivo por
arrendamiento en una venta con
arrendamiento posterior.
Esta modificación aclara la contabilidad posterior de los pasivos por
arrendamientos que surgen en las transacciones de venta y
arrendamiento posterior (sale & lease back).
1 de enero de 2024
No aprobadas para uso en UE
Modificación a la NIC 1 - Clasificación
de pasivos como corrientes y no
corrientes y de pasivos con
covenants.
Clarificaciones respecto a la presentación como corrientes o no corrientes
de pasivos, y en particular con vencimiento condicionado al cumplimiento
de covenants.
1 de enero de 2024
Modificación a la NIC 7 y NIIF 7 -
acuerdos de financiación con
proveedores.
Esta modificación introduce requisitos específicos de desglose de
información de los acuerdos de financiación con proveedores y sus
efectos en los pasivos y flujos de efectivo de la empresa incluyendo el
riesgo de liquidez y gestión de los riesgos asociados.
1 de enero de 2024
Modificación a la NIC 21 - Ausencia
de convertibilidad.
Esta modificación establece un enfoque que especifica cuándo una
moneda puede ser intercambiada por otra, y en caso de no serlo, la
determinación del tipo de cambio a utilizar.
1 de enero de 2025
Los Administradores del Grupo no esperan impactos significativos por la introducción de las modificaciones y
mejoras resumidas en la tabla anterior publicadas pero que no han entrado en vigor, al ser aplicaciones de
carácter prospectivo, modificaciones de presentación y desglose y/o al tratar aspectos no aplicables o no
significativos a las operaciones del Grupo.
3.2 Normas de valoración
Las principales normas de valoración utilizadas en la elaboración de las cuentas anuales consolidadas del
Grupo, de acuerdo con lo establecido por las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas
por la Unión Europea (NIIF-UE), han sido las siguientes:
A)
Inmovilizado material
Los bienes de inmovilizado material adquiridos para el uso en la producción o el suministro de bienes o
servicios, o con fines administrativos, se presentan en el balance de situación consolidado al menor entre el
coste de adquisición o de producción menos su amortización acumulada y su valor recuperable.
21
Los costes de ampliación, modernización o mejora que representan un aumento de la productividad,
capacidad o eficiencia, o un alargamiento de la vida útil de los bienes, se activan como mayor coste de los
correspondientes bienes. El coste de adquisición incluye los honorarios profesionales, así como los gastos
financieros devengados durante el período de construcción que sean directamente atribuibles a la adquisición,
construcción o producción de activos cualificados, que son aquellos que requieren de un período de tiempo
sustancial antes de estar listos para su uso. Los gastos financieros relativos a las financiaciones específicas
utilizadas para la construcción de estos activos son activados durante la fase de construcción en su totalidad.
La capitalización de los intereses comienza cuando se ha incurrido en los gastos relacionados con los activos,
se han incurrido los intereses y se están llevando a cabo las actividades necesarias para preparar los activos o
partes de los mismos para su uso deseado y finaliza cuando se ha completado todas o prácticamente todas las
actividades necesarias para preparar los activos o partes de activos para su uso pretendido. No obstante, la
capitalización de intereses es suspendida durante los periodos en los que se interrumpe el desarrollo de
actividades si estos se extienden de manera significativa en el tiempo, salvo que el retraso temporal sea
necesario para poner el activo en condiciones de funcionamiento.
El coste del inmovilizado material incluye la estimación de los costes de desmantelamiento o retiro, así como
de la rehabilitación del lugar sobre el que se encuentra ubicado, siempre que constituyan obligaciones
incurridas como consecuencia de su uso y con propósitos distintos de la producción de existencias.
Los bienes y elementos retirados, tanto si se producen como consecuencia de un proceso de modernización
como si se debe a cualquier otra causa, se contabilizan dando de baja los saldos que presentan en las
correspondientes cuentas de coste y de amortización acumulada.
Los trabajos que las sociedades realizan para su propio inmovilizado se reflejan al coste acumulado que resulta
de añadir, a los costes externos, los costes internos determinados en función de los consumos propios de
materiales de almacén y los costes de fabricación incurridos. A 31 de diciembre de 2023 se ha registrado en el
epígrafe “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada adjunta un importe de 328 millones
de euros correspondiente a trabajos realizados por el grupo para su propio inmovilizado y que se corresponden
en su mayor parte a proyectos que se han desarrollado en España, Perú, Australia, Croacia y República
Dominicana, fundamentalmente.
Los gastos de conservación y mantenimiento se cargan a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del
ejercicio en que se incurren.
22
La amortización se calcula, generalmente, aplicando el método lineal sobre el coste de adquisición de los
activos menos su valor residual, entendiéndose que los terrenos sobre los que se asientan los edificios y otras
construcciones tienen una vida útil indefinida y que, por tanto, no son objeto de amortización. Las sociedades
amortizan su inmovilizado material distribuyendo el coste de los activos entre los años de vida útil estimada,
resultando los siguientes porcentajes de amortización anual para el ejercicio 2023:
Porcentajes de amortización anual
ACTIVOS AFECTOS AL NEGOCIO ELÉCTRICO
Parques eólicos
3,33%
Centrales hidroeléctricas
1% - 4%
Centrales solares fotovoltaicas
3,33%
Otras instalaciones de generación eléctrica
4%-6%
RESTO DE ACTIVOS
Construcciones
2%
Resto de instalaciones técnicas y maquinaria
5% -16,6%
Otras instalaciones, utillaje y mobiliario
10%-20%
Otro inmovilizado
20%-33,3%
.
A nivel nacional, la regulación establece una vida regulatoria para los activos operativos que depende de la
tecnología, siendo la actualmente establecida de 20 años para los activos eólicos, 30 años para los activos
fotovoltaicos y 25 años para las instalaciones de biomasa. Esta vida regulatoria es aquella que establece el
periodo durante la cual la instalación va a tener derecho a pertenecer al régimen especial establecido y, por
tanto, a obtener los beneficios económicos que apliquen (retribuciones a la inversión o a la operación
mediante el mecanismo de retribución mínima establecida en el mismo).
El Grupo, en cambio, estima la vida útil de sus instalaciones evaluando el periodo de años durante el cual va a
obtener flujos económicos positivos y por tanto puede prolongarse más allá de su vida regulatoria si dicho
periodo es superior, como sucede con los activos eólicos del Grupo.
Las entidades consolidadas reconocen contablemente cualquier pérdida que haya podido producirse en el
valor registrado de estos activos con origen en su deterioro, utilizándose como contrapartida el epígrafe
“resultado por deterioro de activos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. Los criterios para el
reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones que de
éstas puedan producirse con posterioridad se detallan en el epígrafe D) de esta misma nota.
B)
Arrendamientos y derechos de uso
Se entenderá que un contrato contiene un arrendamiento, siempre que exista la trasmisión del derecho a
dirigir el uso de un activo identificado por un periodo de tiempo a cambio de una contraprestación.
En la fecha de inicio de un arrendamiento, se reconocerá un pasivo por los pagos a realizar por el
arrendamiento, incluyendo en el momento inicial las prórrogas cuyo ejercicio se consideren razonablemente
ciertas, y un activo que representará el derecho a usar el activo subyacente durante el plazo del
arrendamiento.
Al evaluar las prórrogas en la valoración de los contratos de arrendamiento, el Grupo considera, entre otros
aspectos, el derecho contractual reconocido al arrendatario de ejercitar una prórroga al contrato y los planes
de negocio, proyecto u activo a los que se asocia el contrato de arrendamiento. Al entenderse que las
inversiones en activo relacionadas con el arrendamiento son relevantes, existe un incentivo económico
23
significativo que hace razonablemente cierto el ejercicio por parte del arrendatario de su posibilidad de
prórroga.
En los contratos de arrendamiento de terrenos, que representa la práctica mayoría de los contratos de
arrendamiento del Grupo, tanto en volumen como en valoración, el plazo de arrendamiento del contrato,
incluyendo las prórrogas establecidas en el mismo, se ajusta a la vida útil de las instalaciones siempre que se
celebren por un periodo de vida indeterminado, en los cuales la fecha de finalización se encuentre vinculada
expresamente al periodo de duración de la actividad por parte del arrendatario o las prórrogas se extiendan a
través de un ejercicio de mera notificación de extensión del plazo por parte del arrendatario. En los casos
residuales en los que no existe tal unilateralidad por parte del arrendatario se considera que razonablemente
se ejercitarán de forma acordada entre las partes. Sólo se consideran dentro del periodo de arrendamiento
aquellas prórrogas estipuladas en contrato.
El Grupo valora el pasivo por arrendamiento por el valor actual de los pagos por arrendamiento que estén
pendientes de pago en la fecha de comienzo. El Grupo descuenta los pagos por arrendamiento al tipo de
interés incremental apropiado, salvo que pueda determinar con fiabilidad el tipo de interés implícito del
arrendador.
Los pagos por arrendamiento pendientes se componen de los pagos fijos, menos cualquier incentivo a cobrar,
los pagos variables que dependen de un índice o tasa, valorados inicialmente por el índice o tasa aplicable en
la fecha de comienzo, los importes que se espera pagar por garantías de valor residual, el precio de ejercicio
de la opción de compra cuyo ejercicio sea razonablemente cierto y los pagos por indemnizaciones por
cancelación de contrato, siempre que el plazo de arrendamiento refleje el ejercicio de la opción de
cancelación. Los pagos variables que no se han incluido en la valoración inicial del pasivo se reconocen en la
cuenta de resultados del periodo en el que se produce su devengo.
Con posterioridad al registro inicial, el Grupo valora el pasivo por arrendamiento incrementándolo por el gasto
financiero devengado, disminuyéndolo por los pagos realizados y reestimando el valor contable por las
modificaciones del arrendamiento o para reflejar las actualizaciones de los pagos fijos.
El activo por derecho de uso se reconoce inicialmente por el valor actual del pasivo por arrendamiento, más
cualquier pago por arrendamiento realizado en o con anterioridad a la fecha de comienzo, menos los
incentivos recibidos, los costes iniciales directos incurridos y una estimación de los costes de
desmantelamiento o restauración a incurrir. Los activos se reconocen en el epígrafe Derechos de uso y se
clasifican de acuerdo a la naturaleza del activo subyacente.
Posteriormente, los activos por derechos de uso se valoran al coste, menos las amortizaciones y pérdidas por
deterioro acumuladas (véase epígrafe 3.2.D). Estos activos se amortizan linealmente de acuerdo a la vida del
contrato, salvo cuando la vida útil del activo sea inferior a la del contrato o cuando se estime ejercer una
opción de compra sobre el activo, en cuyo caso, el plazo de amortización será coincidente con la vida útil del
bien.
El pasivo se revaluará, generalmente, como ajuste en el activo por derecho de uso, siempre que existan
modificaciones posteriores al contrato, como por ejemplo cuando se produzcan cambios en los plazos del
arrendamiento, cambios en los pagos futuros por actualización de los índices indicados en contrato,
modificaciones de cuotas futuras o cambios en la expectativa de ejercicio de la opción de compra, entre otras.
Ante modificaciones que alteren el plazo del arrendamiento o modificaciones sustanciales sobre el alcance del
contrato de arrendamiento, se revaluará el pasivo del contrato teniendo en consideración una tasa de
descuento actualizada. El Grupo registra las reestimaciones del pasivo como un ajuste al activo por derecho
de uso, hasta que éste se reduce a cero y posteriormente en la cuenta de resultados consolidada.
24
Existen dos excepciones al reconocimiento del activo y pasivo por arrendamiento para los cuales se registra el
gasto en la cuenta de pérdidas y ganancias de acuerdo a su devengo:
-
Arrendamientos de bajo valor: Se refiere a aquellos arrendamientos poco significativos, es decir,
aquellos contratos cuyo activo subyacente se le atribuye un valor como nuevo poco relevante. El
Grupo ha establecido como importe de referencia para determinar el límite superior de dicho valor
en 5.000 euros.
-
Arrendamientos de corto plazo: Aquellos contratos cuyo plazo estimado de alquiler sea inferior a 12
meses.
Con relación al estado de flujos de efectivo, el Grupo registra los pagos de principal por los contratos de
arrendamiento dentro de los “Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación”, así como el registro
de los intereses relacionados con dichos contratos dentro del epígrafe “Flujos netos de efectivo de las
actividades de explotación”.
C)
Fondo de comercio
Las combinaciones de negocios en las que el Grupo adquiere el control de uno o varios negocios se registran
por el método de adquisición de acuerdo a lo dispuesto en la NIIF 3 Combinaciones de Negocio.
Como parte del proceso llevado a cabo en una combinación de negocios, el exceso existente entre la
contraprestación entregada, más el valor asignado a las participaciones no dominantes y el importe neto de
los activos adquiridos y los pasivos asumidos valorados a valor razonable, se registra como fondo de comercio.
En su caso, el defecto, después de evaluar el importe de la contraprestación entregada, el valor asignado a las
participaciones no dominantes y la identificación y valoración de los activos netos adquiridos a valor razonable
se reconoce en resultados.
La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de forma provisional en la fecha de toma de control
de la sociedad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a partir de la fecha de adquisición.
El fondo de comercio no se amortiza, sino que se comprueba su deterioro con una periodicidad anual o con
anterioridad, si existen indicios de una potencial pérdida del valor del activo. A estos efectos, el fondo de
comercio resultante de la combinación de negocios se asigna a cada una de las unidades generadoras de
efectivo (UGE) o grupos de UGEs del Grupo que se espera se vayan a beneficiar de las sinergias de la
combinación. Después del reconocimiento inicial, el fondo de comercio se valora por su coste menos las
pérdidas por deterioro de valor acumuladas.
El fondo de comercio generado internamente no se reconoce como un activo. Los fondos de comercio sólo se
registran cuando han sido adquiridos a título oneroso y representan, por tanto, pagos anticipados realizados
por la entidad adquirente de los beneficios económicos futuros derivados de los activos de la entidad adquirida
que no sean individual y separadamente identificables y reconocibles.
En el caso de fondos de comercio surgidos en la adquisición de sociedades cuya moneda funcional es distinta
del euro, la conversión a euros de estos se realiza al tipo de cambio vigente en la fecha del balance de situación
consolidado.
D)
Otros activos intangibles
Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su coste de adquisición o producción y, posteriormente,
se valoran a su coste menos, según proceda, su correspondiente amortización acumulada y las reducciones
necesarias para reflejar las pérdidas por deterioro que hayan experimentado.
25
Todos los activos intangibles del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables tienen la consideración de
intangibles con vida útil definida y se amortizan en función de la misma, aplicándose criterios similares a los
adoptados para la amortización de los activos materiales y, básicamente, equivalen a los porcentajes de
amortización siguientes (determinados en función de los años de la vida útil estimada, como promedio, de los
diferentes elementos):
.
Porcentaje de amortización anual
Desarrollo
20%
Concesiones y otros derechos
3,33-5%
Aplicaciones informáticas
10%-33%
.
Las entidades consolidadas reconocen contablemente cualquier pérdida que haya podido producirse en el
valor registrado de estos activos con origen en su deterioro, utilizándose como contrapartida el epígrafe
“Resultado por deterioro de activos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. Los criterios para el
reconocimiento de las pérdidas por deterioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones que de
éstas puedan producirse con posterioridad se detallan en el epígrafe E) de esta misma nota.
Investigación y desarrollo
Los costes de actividades de investigación se reconocen como gasto del periodo en que se incurren como
criterio general, salvo en aquellos proyectos de desarrollo en los que se crea un activo identificable, es
probable que genere beneficios económicos en el futuro y el coste de desarrollo del activo pueda evaluarse
de forma fiable.
Los gastos de desarrollo del Grupo únicamente se reconocen como activos si es probable que generen
beneficios económicos en el futuro y el coste de desarrollo del activo puede evaluarse de forma fiable.
Los costes de desarrollo se amortizan linealmente a lo largo de sus vidas útiles. Cuando no cumplen los criterios
anteriormente mencionados, los costes de desarrollo se reconocen como gasto en el periodo en que se
incurren.
Concesiones administrativas y otros derechos
Las concesiones administrativas incluyen el coste de adquisición de las concesiones para el aprovechamiento
hidroeléctrico de los saltos de agua y se amortizan, linealmente, en un periodo de veinticinco años a partir de
la puesta en funcionamiento de las centrales, periodo que se corresponde con la vida útil asignada a los activos
que, en todos los casos, es inferior al período de la concesión. Según los términos de las concesiones
administrativas, a la terminación de los plazos establecidos las instalaciones revierten al Estado en condiciones
de buen uso.
Igualmente, este epígrafe incluye el valor de adquisición de los derechos de superficie sobre los que se han
ubicado las instalaciones de ciertos parques eólicos en los que opera el Grupo y, adicionalmente, los derechos
de conexión o evacuación de instalaciones en las que el Grupo no es propietario, pero ha obtenido un derecho
de uso para la evacuación de la energía de algunas de sus instalaciones. Dichos activos se amortizan
linealmente en el periodo de vida del contrato de derechos y desde la puesta en funcionamiento del mismo.
Asimismo, se incluye en este epígrafe el coste de derechos y valores intangibles identificables adquiridos en
combinaciones de negocio que permitirán el desarrollo de proyectos futuros de instalaciones productivas y se
amortizarán linealmente en el periodo de vida útil estimada de dichas instalaciones a partir de la puesta en
26
funcionamiento de las mismas. Adicionalmente, se realiza un saneamiento y amortización total de estos
activos intangibles cuando se produce un envilecimiento o pérdida de valor de los mismos.
Por último, el Grupo incluye en este epígrafe de concesiones administrativas el inmovilizado asociado a
actividades concesionales en los que el riesgo de recuperación de la inversión es asumido por el operador
(CINIIF 12). Este tipo de actividades concesionales se realiza a través de inversiones que son explotadas por
sociedades de proyecto y cuyas características principales son las siguientes:
-
La infraestructura objeto de concesión es propiedad del organismo concedente.
-
El organismo concedente, que puede ser un organismo público o privado, controla o regula el servicio
de la sociedad concesionaria y las condiciones en la que debe ser prestado.
-
Los activos son explotados por la sociedad concesionaria de acuerdo con los criterios establecidos en
el pliego de adjudicación de la concesión por un periodo establecido. Al término de dicho periodo, los
activos revierten al organismo concedente, sin que el concesionario tenga derecho alguno sobre los
mismos.
-
La sociedad concesionaria recibe los ingresos por los servicios prestados bien directamente de los
usuarios o a través del propio organismo concedente.
Los criterios contables aplicados por el Grupo en relación con estos proyectos concesionales son los siguientes:
-
Capitalizar los gastos financieros devengados durante el periodo de construcción y no activar los
posteriores a la puesta en explotación de la instalación.
-
Aplicar un criterio de amortización lineal respecto a la amortización del inmovilizado asociado a la
concesión durante la vida de la misma.
-
Las concesiones siguen el criterio de cubrir con la amortización la totalidad de la inversión realizada
más los costes estimados necesarios para revertir el activo en condiciones de uso al finalizar el periodo
del proyecto.
-
La construcción de estos activos la realiza generalmente una sociedad perteneciente al Grupo. En este
sentido, los ingresos y los gastos relacionados con los servicios de construcción o mejora de las
infraestructuras se registran por su importe bruto (registro de las ventas y el coste de ventas en el
consolidado) reconociéndose en las cuentas anuales consolidadas el margen de construcción. En los
ejercicios 2023 y 2022 no ha sido necesario realizar ningún ajuste por este motivo.
Aplicaciones informáticas
Los costes de adquisición y desarrollo incurridos en relación con los sistemas informáticos básicos en la gestión
del Grupo se registran por su coste de adquisición con cargo al epígrafe “Otros activos intangibles” del balance
de situación consolidado.
Los costes de mantenimiento de los sistemas informáticos se registran con cargo a la cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada del ejercicio en que se incurren.
27
E)
Deterioro del valor de los activos materiales, intangibles y sociedades contabilizadas por el método de
la participación
En la fecha de cierre de cada balance de situación consolidado, el Grupo revisa los importes en libros de sus
activos materiales y los derechos de uso asociados en su caso, activos intangibles y sociedades contabilizadas
por el método de la participación relacionadas con parques en explotación, para determinar si existen indicios
de que dichos activos hayan sufrido una pérdida por deterioro de valor.
El Grupo, a la hora de evaluar la existencia de indicios de deterioro o de reversión de los mismos, considera
diferentes variables como son, entre otras:
-
Oscilaciones relevantes en el valor de mercado de los activos del Grupo considerando transacciones
comparables en los diferentes mercados.
-
La evaluación del comportamiento de precios a futuro en aquellos activos que venden su energía a
precios de mercado.
-
Mermas sobrevenidas en la producción esperada, que persistan en el tiempo, ya sea por limitaciones
técnicas o en la capacidad de evacuación, o cambios en el rendimiento técnico o económico de los
activos.
-
Cambios en el entorno legal, regulatorio, económico o tecnológico en donde los activos operan.
-
Oscilaciones relevantes en variables macroeconómicas como son la inflación o los tipos de interés.
Si existe cualquier indicio, se calcula el importe recuperable del activo con el objeto de determinar el alcance
de la pérdida por deterioro de valor (si la hubiera). En caso de que el activo no genere flujos de efectivo que
sean independientes de otros activos, el Grupo calcula el importe recuperable de la unidad generadora de
efectivo más pequeña identificable a la que pertenece el activo.
Si se estima que el importe recuperable de un activo (o una unidad generadora de efectivo) es inferior a su
importe en libros, el importe en libros del activo (o unidad generadora de efectivo) se reduce a su importe
recuperable.
Cuando una pérdida por deterioro de valor revierte posteriormente, el importe en libros del activo (o unidad
generadora de efectivo) se incrementa a la estimación revisada de su importe recuperable, pero de tal modo
que el importe en libros incrementado no supere el importe en libros que se habría determinado de no
haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro de valor para el activo (o unidad generadora de efectivo)
en ejercicios anteriores.
El importe recuperable es el valor superior entre el valor razonable menos el coste de venta y el valor de uso.
La metodología empleada para la estimación del valor en uso de los activos con una duración limitada
(principalmente activos de generación eléctrica) se explica a continuación.
Inmovilizado asociado a proyectos
En este epígrafe se engloban los activos de aquellos proyectos con una duración limitada que se caracterizan
por contar con una estructura contractual que permite determinar con cierta claridad los costes que tendrá el
proyecto (tanto en la fase de inversión inicial como en la fase de operación), así como proyectar de manera
razonable los ingresos durante toda la vida del mismo (fundamentalmente el inmovilizado material e intangible
del Grupo).
28
Para calcular el valor en uso de este tipo de activos se realiza una proyección de los flujos de caja esperados
hasta el final de la vida de
cada Unidad Generadora de Efectivo (UGE). No se considera, por tanto, ningún valor
terminal. Esto es posible porque:
-
Se trata de activos con una producción estable a largo plazo, lo que permite realizar estimaciones
fiables en el largo plazo.
-
Existen amplias series históricas procedentes de fuentes externas fiables.
-
La determinación de los ingresos y la estimación de precios se basa en el profundo conocimiento de
los mercados y en el análisis de parámetros que determinan precios de mercado cuando no están
directamente asegurados con contratos de venta de energía a largo plazo.
-
Los costes de explotación son conocidos y tienen poca volatilidad.
-
Un gran número de los proyectos ha sido financiado con deuda a largo plazo y con condiciones fijas y
conocidas que permiten proyectar fácilmente las salidas de caja necesarias para atender el servicio de
la deuda.
La UGE establecida para este cálculo es, con criterios generales, la sociedad propietaria de instalaciones
operativas de estas tecnologías, ya sea una o varias, ya que, tras los análisis realizados, esta sería la unidad
mínima cuyos flujos de caja, tanto de entrada como de salida, son identificables e independientes de otros
flujos compartidos con otras instalaciones. El valor neto contable de cada una de las UGE considera la
asignación tanto de los activos como de los pasivos identificables con cada una de ellas, incluidas aquellas
partidas de activo y pasivo derivados de arrendamientos dentro del alcance de la NIIF 16, y siempre que el
comprador deba asumir los contratos de arrendamiento en caso de transmisión.
En el caso de que el valor recuperable se determine usando el valor en uso, el valor contable del pasivo por
arrendamiento a la fecha de valoración se minora tanto del capital invertido de la UGE como de su valor en
uso. Por otra parte, si el valor recuperable se determina utilizando el valor razonable menos los costes de
venta, el valor contable del pasivo por arrendamiento a la fecha de valoración se considera igualmente en el
capital invertido de la UGE y en el valor razonable que se obtendría por la disposición de los activos de la UGE
y los pasivos por arrendamiento vinculados.
Las proyecciones incorporan tanto los datos conocidos (en base a los contratos del proyecto) como hipótesis
fundamentales soportadas por estudios específicos realizados por expertos o por datos históricos (de
demanda, de producción, etc.). Asimismo, se proyectan datos macroeconómicos (inflación, tipos de interés,
etc.) utilizando los datos aportados por fuentes especializadas independientes (como por ejemplo Bloomberg).
Los flujos de caja futuros son los esperados que se derivarán de la utilización del activo. Las tasas de descuento
reflejan las expectativas sobre posibles variaciones en el importe o distribución temporal de los flujos, el valor
temporal del dinero, el precio a satisfacer por soportar la incertidumbre relacionada con el activo y otros
factores que los partícipes del mercado considerarían en la valoración de los flujos de efectivo futuros
relacionados con el activo.
29
F)
Información a revelar sobre instrumentos financieros
Los desgloses cualitativos y cuantitativos de las cuentas anuales consolidadas relativos a instrumentos
financieros, a gestión de riesgos y a la gestión del capital solicitados por la NIIF 7 se desarrollan en las siguientes
notas:
-
Categorías de activos y pasivos financieros, incluyendo instrumentos financieros derivados y normas
de valoración detallados en la nota 3.2 g).
-
Clasificación de las valoraciones a valor razonable para activos financieros y para instrumentos
financieros derivados según jerarquía de valor razonable establecida por NIIF 13 en la nota 3.2.g).
-
Requisitos de desglose (información cuantitativa y cualitativa) sobre el capital detallados en la nota 15
g).
-
Políticas contables y gestión de riesgos detalladas en la nota 18.
-
Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas detallados en la nota 19.
-
Traspasos desde patrimonio a resultados del ejercicio por liquidaciones de operaciones de cobertura
de instrumentos financieros derivados según se detallan en la nota 27.
G)
Instrumentos financieros
Activos financieros no corrientes y corrientes excepto derivados de cobertura
Los activos financieros mantenidos por las sociedades del Grupo se clasifican en dos grandes bloques en base
a su método de valoración posterior:
-
Activos financieros a coste amortizado: Se corresponden con activos que se esperan mantener para
obtener flujos de efectivo contractuales y que consisten en el cobro de principal e intereses (si aplica).
Se registran a su coste amortizado, correspondiendo éste al valor de mercado inicial, menos las
devoluciones del principal efectuadas, más los intereses devengados no cobrados calculados por el
método del tipo de interés efectivo. Los tipos de activos que comprende esta clasificación son:
●
Créditos y cuentas a cobrar: aquellos originados por las sociedades a cambio de suministrar
efectivo, bienes o servicios directamente a un deudor. Esta categoría está constituida
prácticamente en su totalidad por los activos registrados bajo el epígrafe de “Deudores
comerciales y otras cuentas a cobrar”.
●
Efectivo y otros activos equivalentes: comprende tanto la caja como los depósitos bancarios a la
vista. Los otros activos líquidos equivalentes engloban inversiones a corto plazo, con
vencimientos inferiores a tres meses y que no están sujetos a un riesgo relevante de cambios en
su valor.
●
Otros activos financieros: activos cuyos cobros son de cuantía fija o determinable y cuyo
vencimiento está fijado en el tiempo. Con respecto a ellos, el Grupo manifiesta su intención y su
capacidad para conservarlos en su poder desde la fecha de su compra hasta la de su vencimiento.
Principalmente se recogen en este apartado créditos a sociedades integradas por puesta en
equivalencia, imposiciones a corto plazo, así como los depósitos y fianzas.
El Grupo ha determinado un modelo de deterioro basado en las pérdidas esperadas que resulten de
un evento de “default” para los próximos 12 meses o para toda la vida del instrumento financiero en
función de la naturaleza del activo financiero a largo plazo y según evolucione el riesgo de crédito del
activo financiero desde su reconocimiento inicial. Este modelo se lleva a cabo teniendo en
consideración el tipo de cliente (organismos públicos, grandes clientes…) así como la
experiencia
30
histórica referente al riesgo crediticio de los últimos cinco años. En la evaluación del cambio
significativo del riesgo de crédito para la clasificación de los activos en tramos, se utilizan variaciones
de la calificación crediticia de fuentes de mercado externas. Para los deudores comerciales y otras
cuentas a cobrar clasificadas en el corto plazo, el Grupo ha seguido el modelo simplificado de pérdida
esperada establecido en la norma basado en la experiencia histórica de las pérdidas crediticias.
-
Activos Financieros a valor razonable con cambios en resultados: se corresponden con los valores
adquiridos que no se incluyen en las otras categorías, correspondiendo casi en su totalidad a
instrumentos financieros en el capital de sociedades. Se valoran:
●
En el caso de participaciones en sociedades no cotizadas, dado que el valor razonable no siempre
es posible determinarlo de forma fiable, por su coste de adquisición, corregido por las evidencias
de deterioro que pudieran existir. El principal criterio que utiliza el Grupo para determinar que
existe evidencia objetiva de deterioro es la existencia de evidencias de deterioro en sus
participadas.
●
En el resto de casos, por su valor razonable , cuando es posible determinarlo de forma fiable ya
sea a través del valor de cotización o, en su defecto, recurriendo al valor establecido en
transacciones recientes o por el valor actual descontado de los flujos de caja futuros. Los
beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable se reconocen
directamente en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Durante los ejercicios 2023 y 2022 no se han producido reclasificaciones de activos financieros entre las
categorías definidas en los párrafos previos.
Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan utilizando la fecha de negociación.
Cesiones de activos financieros
El Grupo da de baja los activos financieros cuando expiran o se han cedido los derechos sobre flujos de efectivo
del correspondiente activo financiero y se han transferido sustancialmente los riesgos y beneficios inherentes
a su propiedad, tales como en ventas en firma de activos, cesiones de créditos comerciales en operaciones de
“factoring” en las que la empresa no retiene ningún riesgo de crédito ni de interés, las ventas de activos
financieros con pactos de recompra por su valor razonable o las titulizaciones de activos financieros en las que
la empresa cedente no retiene financiaciones subordinadas ni concede ningún tipo de garantía o asume algún
otro tipo de riesgo.
Préstamos bancarios y deudas con empresas del Grupo y entidades vinculadas excepto derivados
Los préstamos y descubiertos bancarios que devengan intereses se registran por el importe recibido, neto de
costes directos de emisión.
Los gastos financieros, incluidas las primas pagaderas en la liquidación o el reembolso y los costes directos de
emisión, se contabilizan según el criterio de devengo en la cuenta de resultados consolidada utilizando el
método del interés efectivo y se añaden al importe en libros del instrumento en la medida en que no se
liquidan en el período en que se producen.
En periodos posteriores estas obligaciones se valoran a su coste amortizado, utilizando el método del tipo de
interés efectivo.
31
El Grupo da de baja un pasivo financiero o una parte del mismo cuando ha cumplido con la obligación
contenida en el pasivo o bien esté legalmente dispensado de la responsabilidad principal contenida en el
pasivo ya sea en virtud de un proceso judicial o por el acreedor.
El intercambio de instrumentos de deuda entre el Grupo y la contraparte o las modificaciones sustanciales de
los pasivos inicialmente reconocidos se contabilizan como una cancelación del pasivo financiero original y el
reconocimiento de un nuevo pasivo financiero, siempre que los instrumentos tengan condiciones
sustancialmente diferentes.
El Grupo considera que las condiciones son sustancialmente diferentes si el valor actual de los flujos de
efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier
comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento el tipo de interés efectivo original difiere al menos en
un 10 por ciento del valor actual descontado de los flujos de efectivo que todavía resten del pasivo financiero
original.
Si el intercambio se registra como una cancelación del pasivo financiero original, los costes o comisiones se
reconocen en resultados formando parte del resultado de la misma. En caso contrario, los flujos modificados
se descuentan al tipo de interés efectivo original, reconociendo cualquier diferencia con el valor contable
previo en resultados. Asimismo, los costes o comisiones ajustan el valor contable del pasivo financiero y se
amortizan por el método de coste amortizado durante la vida restante del pasivo modificado.
El Grupo reconoce en la cuenta de resultados la diferencia entre el valor contable del pasivo financiero o de
una parte del mismo cancelado o cedido a un tercero y la contraprestación pagada, incluida cualquier activo
cedido diferente del efectivo o pasivo asumido.
En lo referente a los parques norteamericanos, para las instalaciones con incentivos fiscales (PTC o ITC) y
amortización fiscal acelerada (véase Anexo V), se incorporan, a través de unas estructuras de financiación
denominadas “Tax Equity Investments”, socios inversores con una participación en el interés económico de
los proyectos obtenida a partir del aprovechamiento de los beneficios fiscales de los mismos y hasta obtener
una tasa de retorno sobre la inversión realizada, la cual depende del propio rendimiento de los proyectos. La
inversión así mantenida es tratada por el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables como una deuda
con entidades vinculadas, dentro del epígrafe de Otros pasivos no corrientes y corrientes. El repago se realiza
en la medida en que se van realizando los beneficios fiscales, así como con un porcentaje minoritario de la caja
libre anual generada por el proyecto. El vencimiento esperado de estas deudas está asociado con el incentivo
fiscal obtenido por la instalación que, para el caso de los proyectos americanos del Grupo con PTC suele
situarse en torno a los 10 años desde la fecha de inicio de operaciones del proyecto y para los proyectos con
ITC en torno a los 7 años.
A la hora de determinar el criterio contable para el registro de la inversión en las sociedades propiedad de
instalaciones de los Tax Equity Investments, el Grupo analiza si tal inversión debe ser considerada un pasivo
financiero o intereses de minoritarios dentro del patrimonio neto. Dicho análisis depende fundamentalmente
de la capacidad del Grupo para evitar la salida de caja en la devolución de las aportaciones y el rendimiento
establecido contractualmente de la contribución del socio inversor.
Como norma general, este tipo de estructuras no conlleva ningún tipo de garantía del socio sponsor o del
proyecto asociado al socio inversor sobre la devolución de la deuda o su rentabilidad esperada. Su recurso
principal se limita a los flujos de caja del propio proyecto en la medida que éste es capaz de obtenerlos. El
Grupo considera este tipo de estructuras como pasivo financiero, según lo establecido en NIC 32, si bien es un
análisis que se realiza caso a caso. En la nota 20, relativa a otros pasivos no corrientes, se han desglosado los
pasivos financieros con partes vinculadas relativos al registro de la inversión de este tipo de estructuras.
32
Instrumentos financieros derivados y operaciones de coberturas
Las actividades del Grupo lo exponen fundamentalmente a los riesgos financieros de las variaciones de los
tipos de cambio de moneda extranjera y los tipos de interés. Para cubrir estas exposiciones, el Grupo utiliza
contratos a plazo sobre tipos de cambio y contratos de permutas financieras sobre tipos de interés. No es
política del Grupo contratar instrumentos financieros derivados con fines especulativos.
Criterios de contabilización
Los derivados se registran por su valor razonable (ver procedimientos de valoración a continuación) en la fecha
del balance de situación consolidado. Si su valor es positivo se registran en el epígrafe “Activos financieros
corrientes o no corrientes” y si su valor es negativo en “Deudas con entidades de crédito corrientes y no
corrientes”. Las variaciones del valor razonable de los instrumentos financieros derivados se reconocen en la
cuenta de resultados consolidada a medida que se producen. salvo en el caso en que el derivado haya sido
designado como instrumento de cobertura y ésta sea altamente efectiva. En el caso en que el derivado haya
sido designado como instrumento de cobertura y ésta sea altamente efectiva, su registro es el siguiente:
-
Coberturas de valor razonable: son coberturas realizadas para reducir el riesgo de variación del valor,
total o parcial, de activos y pasivos registrados en el balance de situación (subyacente). La pérdida o
ganancia por cobertura del subyacente se reconoce como un ajuste por cobertura en el balance de
situación consolidado, registrándose las variaciones de valor del subyacente y del instrumento de
cobertura en el mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada”.
-
Coberturas de flujos de efectivo: con coberturas realizadas para reducir el riesgo de la potencial
variación en los flujos de efectivo por el pago de los intereses asociados a pasivos financieros a largo
plazo o por oscilaciones en el tipo de cambio. Los cambios en el valor razonable de los derivados
designados como de cobertura se registran, en la parte en que dichas coberturas sean efectivas, en el
epígrafe “Reservas - ajustes por valoración” dentro del patrimonio neto consolidado. La pérdida o
ganancia acumulada en dicho epígrafe se traspasa a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada a
medida que el subyacente tiene impacto en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada por el
riesgo cubierto neteando dicho efecto en el mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada. Los cambios de valor correspondientes a la parte ineficaz de las coberturas se registran
directamente en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
El Grupo tiene formalizados contratos de compraventa de energía para los cuales realiza un análisis con el fin
de clasificarlos contablemente de la forma adecuada. Con carácter general, los contratos que se liquidan por
el neto en efectivo o en otro instrumento financiero son considerados instrumentos financieros derivados y
se contabilizan por su valor razonable a cierre del ejercicio conforme a lo indicado anteriormente, con la
excepción de los que se formalizaron o se mantienen con el objetivo de recibir o entregar energía, de acuerdo
con las compras, ventas o requerimientos de utilización en base a la estrategia del Grupo.
Política del Grupo sobre coberturas
Al inicio de la cobertura, el Grupo designa y documenta formalmente las relaciones de cobertura, así como el
objetivo y la estrategia que asume con respecto a las mismas. La contabilización de las operaciones de
cobertura solo resulta de aplicación cuando se dispone de la documentación formal de la relación de la
cobertura y se cumplen todos los requerimientos de eficacia, es decir, si se demuestra que existe una relación
económica entre la parte cubierta y el instrumento de cobertura, si el efecto del riesgo de crédito no
predomina sobre los cambios de valor que procedan de esa relación económica y si existe una razón de
cobertura por la cual la relación de cobertura es la misma que la procedente de la cantidad de la partida
cubierta sin que exista desequilibrio entre las ponderaciones de la partida cubierta y el instrumento de
cobertura que crearía una ineficacia de la misma.
33
En los procedimientos de medición de la eficacia de las coberturas, el Grupo utiliza el valor razonable del
instrumento de cobertura (derivado) y el valor razonable de la partida cubierta designada. El valor razonable
de los derivados incluye el ajuste de riesgo de crédito, de forma que las variaciones del ajuste de riesgo de
crédito son consideradas en la medición de la eficacia. El Grupo registra en patrimonio o en la cuenta de
resultados consolidada dependiendo de si la variación de valor razonable del derivado en su totalidad es mayor
o menor que la variación del valor razonable de la partida cubierta.
Si se produjesen coberturas de los flujos de efectivo de transacciones previstas, el Grupo evaluaría si dichas
transacciones son altamente probables y si presentan una exposición a las variaciones en los flujos de efectivo
que pudiesen en último extremo afectar al resultado del ejercicio.
Si la cobertura del flujo de efectivo del compromiso firme o la operación prevista deriva en un reconocimiento
de un activo o pasivo no financiero, en tal caso, en el momento en que se reconozca el activo o pasivo, los
beneficios o pérdidas asociados al derivado previamente reconocidos en el patrimonio neto se incluyen en la
valoración inicial del activo o pasivo. En las coberturas que no derivan en el reconocimiento de un activo o
pasivo no financiero, los importes diferidos dentro del patrimonio neto se reconocen en la cuenta de
resultados consolidada en el mismo período en que el elemento que está siendo objeto de cobertura afecta a
los resultados netos.
El Grupo no tiene instrumentos financieros compuestos o derivados implícitos.
Procedimientos de valoración de derivados y del ajuste por riesgo de crédito
En el caso de los derivados no negociados en mercados organizados (OTC), el Grupo utiliza para su valoración
el descuento de los flujos de caja esperados y modelos de valoración de opciones generalmente aceptados,
basándose en las condiciones del mercado tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre del ejercicio.
Los cálculos de valor razonable para cada tipo de instrumento financiero son los siguientes:
-
Los swaps de tipo de interés se valoran actualizando las liquidaciones futuras entre el tipo fijo y el
variable, según los implícitos de mercado, obtenidos a partir de las curvas de tipos swap a largo plazo.
Se utiliza la volatilidad implícita para el cálculo, mediante fórmulas de valoración de opciones, de los
valores razonables de caps y floors.
-
Los contratos de seguros de cambio y opciones sobre divisa extranjera son valorados utilizando las
cotizaciones del contado del tipo de cambio y las curvas de tipos de interés a plazo de las divisas
implicadas, así como el empleo de la volatilidad implícita hasta el vencimiento, en el caso de opciones.
-
Los contratos de compraventa sobre el precio de la energía se valoran utilizando proyecciones de
precio futuras considerando la información pública de los mercados a plazo de electricidad y otras
variables no observables directamente para los plazos más lejanos de la curva, estableciendo
asunciones propias del Grupo sobre componentes correlacionados con el precio de la energía. Dichas
asunciones no tienen un impacto significativo en las estimaciones de valor razonable de los derivados
de energía a cierre del presente ejercicio y por tanto están clasificados en el nivel 2 de la jerarquía de
valor razonable requerida por NIIF 13.
A 31 de diciembre de 2023 para determinar el ajuste por riesgo de crédito en la valoración de los derivados,
se ha aplicado una técnica basada en el cálculo a través de simulaciones de la exposición total esperada (que
incorpora tanto la exposición actual como la exposición potencial) ajustada por la probabilidad de
incumplimiento a lo largo del tiempo y por la severidad (o pérdida potencial) asignada a la Sociedad y a cada
una de las contrapartidas.
34
De forma más específica, el ajuste por riesgo de crédito se ha obtenido a partir de la siguiente fórmula:
-
EAD (Exposure at default): Exposición en el momento de incumplimiento en cada momento temporal.
Se calcula mediante la simulación de escenarios con curvas de precios de mercado.
-
PD (Probability of default): Probabilidad de que una de las contrapartidas incumpla sus compromisos
de pago en cada momento temporal.
-
LGD (Loss given default): Severidad = 1 - (tasa de recuperación): Porcentaje de pérdida que finalmente
se produce cuando una de las contrapartidas ha incurrido en un incumplimiento.
La exposición total esperada de los derivados se obtiene usando variables observables de mercado, como
curvas de tipo de interés, tipo de cambio y volatilidades según las condiciones existentes en la fecha de
valoración.
Los inputs aplicados para la obtención del riesgo de crédito propio y de contrapartida (determinación de la
probabilidad de incumplimiento) se basan principalmente en la aplicación de spreads de crédito propios o de
empresas comparables actualmente negociados en el mercado (curvas de CDS, TIR de emisiones de deuda).
En ausencia de spreads de crédito propios o de empresas comparables, y con el objetivo de maximizar el uso
de variables observables relevantes, se han utilizado las referencias cotizadas que se han considerado como
las más adecuadas según el caso (índices de spread de crédito cotizados). Para las contrapartidas con
información de crédito disponible, los spreads de crédito utilizados se obtienen a partir de los CDS (Credit
Default Swaps) cotizados en el mercado.
Asimismo, para el valor razonable (valor de mercado ajustado por el riesgo de crédito bilateral) se han tenido
en consideración las mejoras crediticias relativas a garantías o colaterales a la hora de determinar la tasa de
recuperación a aplicar para cada una de las posiciones. La severidad se considera única en el tiempo. En el
caso de no existir mejoras crediticias relativas a garantías o colaterales, se ha aplicado una tasa de
recuperación estándar de mercado y que se corresponde con una deuda senior unsecured de un 40%. Sin
embargo, esta tasa de recuperación se sitúa entre un 65,2% y un 98,4%, según el grado de avance del proyecto
(fase de construcción o explotación) y la zona geográfica (Europa Occidental, Europa Oriental, Norteamérica,
Latinoamérica, Oceanía y África) del mismo, para los derivados contratados bajo estructuras Project Finance.
Las valoraciones a valor razonable realizadas sobre los diferentes instrumentos financieros derivados,
incluyendo los datos empleados para el cálculo del ajuste por riesgo de crédito propio y de contrapartida,
quedan encuadradas en el nivel 2 de la jerarquía de valores razonables establecida por la NIIF 13, por estar los
inputs basados en precios cotizados para instrumentos similares en mercados activos (no incluidos en el nivel
1), precios cotizados para instrumentos idénticos o similares en mercados que no son activos y técnicas
basadas en modelos de valoración para los cuales todos los inputs significativos son observables en el mercado
o pueden ser corroborados por datos observables de mercado. Cabe destacar que para las valoraciones
realizadas sobre aquellos contratos de venta de energía a largo plazo una parte de la curva de precios se
obtiene de valores directa o indirectamente observables en el mercado y otra parte de la curva, por un periodo
más o menos prolongado dependiendo del país en el que se ejecuta el contrato, se calcula considerando
variables de nivel 3, es decir, no observables directamente. Estos contratos de venta de energía a largo plazo
se clasifican en el nivel 2 dado que los inputs observables prevalecen sobre los de nivel 3. En caso de que los
inputs no observables puedan tener un efecto significativo en la valoración de los contratos se clasificarían en
el nivel 3 y en el momento en el que dicha parte no observable de la curva de precios pase a serlo o su efecto
en la valoración deje de ser relevante, la valoración se reclasificaría a la jerarquía 2 de valor razonable
establecida por la NIIF 13.
35
Igualmente y siguiendo los criterios en esta materia establecidos por el Grupo Acciona, aunque el Grupo ha
determinado que la mayoría de los inputs utilizados para valorar los derivados
de tipo de interés o de tipo de
cambio están dentro de nivel 2 de la jerarquía del valor razonable, los ajustes por riesgo de crédito utilizan
inputs de nivel 3, como son las estimaciones de crédito en función del rating crediticio o de empresas
comparables para evaluar la probabilidad de quiebra de la sociedad o de la contraparte. El Grupo ha evaluado
la relevancia de los ajustes por riesgo de crédito en la valoración total de los instrumentos financieros
derivados concluyendo que no son significativos.
Acreedores comerciales
Los acreedores comerciales no devengan explícitamente intereses y se registran a su valor nominal, que no
difiere significativamente de su valor razonable.
Se clasifican dentro de la partida de acreedores comerciales los saldos pendientes de pago a proveedores que
se realizan mediante contratos de confirming con entidades financieras y se consideran pasivos comerciales
cuya liquidación se encuentra gestionada por las entidades financieras, en la medida en el que el Grupo solo
ha cedido la gestión de pago a las entidades financieras, manteniéndose como obligado primario al pago de
las deudas frente a los acreedores comerciales.
Los saldos mantenidos dentro de acuerdos de confirming en el Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables hacen referencia, prácticamente en su totalidad, a proveedores relacionados con equipos e
instalaciones de los proyectos de generación de energía que están en construcción. La naturaleza y
características de estos acuerdos comerciales no difieren respecto de los pasivos mantenidos en otros
contratos similares, al igual que las garantías y las condiciones de pago. El obligado principal frente a los
acreedores comerciales es el Grupo en todo momento, y el Grupo no mantiene saldos con empresas de
confirming más allá de las fechas de vencimiento establecidas contractualmente con los proveedores.
Respecto a la clasificación de estas partidas en el estado de flujos de efectivo y dado que la práctica totalidad
de las líneas de confirming tienen relación con proveedores de equipos e instalaciones de proyectos en
construcción, el flujo de efectivo se clasifica dentro de las actividades de inversión, reduciendo o aumentando,
en función del movimiento en el año, el flujo “Adquisición de inmovilizado material, intangible y otros activos
financieros no corrientes” del Estado de Flujos de Efectivo consolidado.
Clasificación entre corriente y no corriente
En el balance de situación consolidado adjunto, los activos y pasivos se clasifican en función de sus
vencimientos, es decir, como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a doce meses y como no
corrientes los de vencimiento superior a dicho período.
En el caso de aquellos préstamos cuyo vencimiento sea a corto plazo, pero cuya refinanciación a largo plazo
esté asegurada a discreción de la Sociedad mediante pólizas de crédito disponibles a largo plazo, se clasifican
como pasivos no corrientes.
H)
Existencias
Las existencias comerciales se contabilizan, como norma general, al importe menor entre el coste medio
ponderado y el valor neto de realización.
El Grupo realiza una evaluación del valor neto realizable de las existencias al final del ejercicio dotando la
oportuna pérdida cuando las mismas se encuentran sobrevaloradas. Cuando las circunstancias que
previamente causaron la disminución del valor neto realizable hayan dejado de existir o cuando exista clara
36
evidencia de incremento en el valor neto realizable debido a un cambio en las circunstancias económicas, se
procede a revertir el importe de la misma.
I)
Acciones propias
El Grupo valora las acciones propias adquiridas al coste de adquisición, es decir, al valor de la contraprestación
entregada más los costes directamente relacionados con la transacción. Tanto el coste de adquisición de las
acciones propias como el resultado definitivo de las operaciones realizadas con ellas se registran directamente
en el capítulo de patrimonio neto consolidado (véase nota 15 c).
J)
Indemnizaciones por cese
De acuerdo con la legislación vigente, las entidades consolidadas españolas y algunas entidades extranjeras
están obligadas a indemnizar a aquellos empleados que sean despedidos sin causa justificada. Las sociedades
del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables no tienen a fecha actual proyectos de despidos que no
se encuentren adecuadamente provisionados de acuerdo con la normativa en vigor.
K)
Provisiones
Las cuentas anuales consolidadas del Grupo recogen todas las provisiones que cubren obligaciones presentes
a la fecha del balance de situación consolidado surgidas como consecuencia de sucesos pasados de los que
pueden derivarse perjuicios patrimoniales para las entidades, concretos en cuanto a su naturaleza, pero
indeterminados en cuanto a su importe y/o momento de cancelación. Se incluyen todas las provisiones en las
que se estima que la probabilidad de que se tenga que atender la obligación es mayor que la de no tener que
hacerlo.
Las provisiones, que se cuantifican teniendo en consideración la mejor información disponible sobre las
consecuencias del suceso en el que traen su causa y son reestimadas con ocasión de cada cierre contable, se
utilizan para afrontar las obligaciones específicas para las cuales fueron originalmente reconocidas,
procediéndose a su reversión, total o parcial, cuando dichas obligaciones dejan de existir o disminuyen.
Procedimientos judiciales y/o reclamaciones en curso
Al cierre de los ejercicios 2023 y 2022 se encontraban en curso distintos procedimientos judiciales y
reclamaciones entablados contra las entidades consolidadas con origen en el desarrollo habitual de sus
actividades. Los Administradores del Grupo, considerando las opiniones de los asesores legales del mismo,
entienden que la conclusión de estos procedimientos y reclamaciones no producirá un efecto significativo en
las cuentas anuales consolidadas de los ejercicios en los que finalicen, por lo que no han considerado necesario
constituir ninguna provisión adicional.
Provisiones para pensiones y obligaciones similares
Determinadas sociedades del Grupo tienen firmados o se subrogaron en convenios colectivos que establecen
que se indemnizará por los importes previstos en los mismos al personal adherido a estos convenios que
alcance la edad de jubilación, siempre que se cumplan condiciones establecidas en los mismos.
Adicionalmente, en algunos de estos convenios colectivos se establece un premio de vinculación en función a
los años de antigüedad. El impacto de estos compromisos no es significativo.
Estas empresas del Grupo tienen contraídos compromisos por pensiones con sus trabajadores. Dichos
compromisos, de prestación definida, están instrumentados básicamente a través de planes de pensiones
excepto en lo relativo a determinadas prestaciones, fundamentalmente los compromisos de suministro de
37
energía eléctrica, para los cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la externalización y su cobertura
se realiza mediante la correspondiente provisión interna.
Para los planes de prestación definida, las sociedades registran el gasto correspondiente a estos compromisos
siguiendo el criterio de devengo durante la vida laboral de los empleados, mediante la realización a la fecha
del balance de situación consolidado de los oportunos estudios actuariales calculados por la unidad de crédito
proyectado. Los costes por servicios pasados que corresponden a variaciones en las prestaciones se reconocen
inmediatamente en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio en la medida en que los beneficios estén
devengados.
Los compromisos por planes de prestación definida representan el valor actual de las obligaciones devengadas
una vez deducido el valor razonable de los activos afectos a los distintos planes. Las pérdidas y ganancias
actuariales surgidas en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos afectos a los planes, se registran
directamente en el epígrafe de “reservas – variación por resultados actuariales de pensiones” dentro del
patrimonio neto.
Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo actuarial por los servicios pasados y los activos
afectos al plan es positiva, ésta se registra en el epígrafe “provisiones” del balance de situación consolidado y
si es negativa, en el epígrafe “deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del activo del balance de
situación consolidado, en este último caso, siempre que dicha diferencia sea recuperable para el Grupo
normalmente mediante deducción en las aportaciones futuras.
El impacto de estos planes en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada no es significativo (véase nota
16).
Igualmente se sigue el criterio de registrar las prestaciones por terminación de empleo cuando exista un
acuerdo con los trabajadores de forma individual o colectiva o una expectativa cierta de que se alcanzará dicho
acuerdo que permite a los mismos, de forma unilateral o por mutuo acuerdo con la empresa, causar baja en
el Grupo recibiendo a cambio una indemnización o contraprestación. En caso de que sea necesario el mutuo
acuerdo, únicamente se registra la provisión en aquellas situaciones en las que el Grupo ha decidido que dará
su consentimiento a la baja de los trabajadores una vez solicitada por ellos. En todos los casos en que se
registran estas provisiones existe una expectativa por parte de los trabajadores de que estas bajas anticipadas
se realizarán.
Provisiones por desmantelamiento
El Grupo puede tener la obligación de desmantelar ciertos activos y restaurar el sitio en el que están
emplazados de acuerdo con las estipulaciones de los contratos firmados al efecto relacionados con dichos
activos. El Grupo en esas circunstancias reconoce un pasivo por el valor actual estimado de las obligaciones
de desmantelamiento y restauración de esos activos a lo largo del periodo en el que se devenga, que suele
estar asociado al periodo de construcción del activo.
El pasivo así registrado se registra igualmente como mayor valor del activo durante el periodo de construcción
y se amortiza de forma lineal, a partir de la puesta en marcha, en el periodo de vida estimado para dicho activo.
La provisión por desmantelamiento se ajusta al cierre de cada ejercicio si se producen cambios en las
estimaciones respecto de los flujos de caja estimados o de las tasas de descuento aplicadas hasta esa fecha.
El incremento en la provisión por desmantelamiento producido por el efecto financiero del paso del tiempo
se registra en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio en el que se devenga dentro del epígrafe
“Gastos financieros”.
38
El pasivo por la provisión por desmantelamiento representa la mejor estimación de la Dirección del Grupo del
coste actual de cancelar la obligación del valor al que una tercera parte estaría dispuesta a asumir dicha
obligación a la fecha de cierre del estado de situación financiera consolidado
.
Provisiones para responsabilidades
El Grupo efectúa dotaciones a la provisión para riesgos y gastos por los importes estimados en relación con
los compromisos adquiridos en concepto de garantías por las instalaciones y maquinaria vendidas, de acuerdo
con lo estipulado en los contratos de venta.
L)
Subvenciones
Las subvenciones oficiales relacionadas con el inmovilizado material e intangible se consideran ingresos
diferidos, se clasifican dentro del epígrafe “Otros pasivos no corrientes” del balance de situación consolidado
y se llevan a resultados a lo largo de las vidas útiles previstas de los activos asociados bajo el epígrafe de “Otros
ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
M)
Reconocimiento de ingresos
Los ingresos se calculan al valor razonable de la contraprestación cobrada o a cobrar y representan los
importes a cobrar por los bienes entregados y los servicios prestados en el marco ordinario de la actividad,
menos descuentos, IVA y otros impuestos relacionados con las ventas.
Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio de devengo, esto es, cuando se produce la corriente
real de bienes y servicios que representan y con independencia del momento en que se produce la corriente
monetaria o financiera derivada de ellos.
El Grupo identifica y separa los distintos compromisos de transferencia de un bien o servicio contemplados en
un contrato. Esto implica el reconocimiento por separado de ingresos de cada una de las obligaciones que se
pudieran identificar de forma individualizada dentro de un mismo contrato principal.
Asimismo, el Grupo estima el precio de cada uno de los contratos que se han identificado teniendo en cuenta,
además del precio inicial acordado en el contrato, el importe de las contraprestaciones variables, el valor
temporal del dinero (en los casos en los que se considera que existe un componente de financiación
significativo) y contraprestaciones no monetarias.
En los casos en los que el importe sea variable o bien se corresponda con reclamaciones no aprobadas, el
importe se estima siguiendo el enfoque que mejor permita predecir aquel al que el Grupo va a tener derecho,
utilizando un valor esperado en función de la probabilidad o bien mediante el importe único más probable.
Dicha contraprestación solo se reconocerá en la medida en que se considere que es altamente probable que
no se produzca una reversión significativa de los ingresos reconocidos cuando se resuelva la incertidumbre
asociada.
Cuando el Grupo actúa como principal, reconoce las ventas y compras de energía por el importe bruto de la
contraprestación a la que espera tener derecho a cambio de bienes o servicios transferidos, mientras que
cuando actúa como agente, reconoce los ingresos ordinarios por el importe de cualquier pago o comisión a la
que espere tener derecho a cambio de organizar para un tercero el suministro de esos bienes o servicios.
39
Ingresos por ventas de energía
La cifra de ingresos incluye el importe tanto de las ventas de electricidad en mercados regulados como de las
ventas realizadas en el mercado liberalizado, generadas tanto por las sociedades que tienen instalaciones de
generación como las obtenidas a través del negocio de comercialización de energía.
En cuanto a las ventas de electricidad por generación, las realizadas en mercados regulados o a través de la
formalización de contratos de suministro de energía a largo plazo incorporan precios de venta de la energía y
de sus complementos a un precio preestablecido. Para aquellos proyectos que venden energía sin este tipo
de contratos, el precio de venta de la energía y sus complementos varían a lo largo del proyecto en función de
los precios de cotización del mercado (“
pool
”) en cada momento.
Las ventas de energía, junto con los complementos asociados a ésta, se registran como ingreso en el momento
de la entrega al cliente y en función del volumen de electricidad suministrado a sus clientes, momento en el
que se satisfacen las obligaciones del desempeño durante el periodo e incluye, para las ventas de
comercialización de energía, una estimación de la energía que se encuentra pendiente de facturación al cierre
del ejercicio. En este sentido, en el negocio de comercialización, el Grupo actúa como principal del contrato
mientras que, en su papel de representación del mercado, la sociedad comercializadora del Grupo actúa como
agente del contrato.
De acuerdo con lo establecido en el RD 413/2014, las instalaciones de generación de energía renovable en
España reciben determinados incentivos, estableciendo que, adicionalmente a la retribución por la venta de
energía generada valorada a precio de mercado, las instalaciones podrán percibir una retribución específica
compuesta por un término por unidad de potencia (retribución a la inversión) que cubra cuando proceda los
costes de inversión de una instalación tipo (IT) que no pueden ser recuperados por la venta de energía y un
término a la operación (retribución a la operación) que cubra en su caso la diferencia entre costes de
explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación. El RD establece, asimismo,
que mediante orden ministerial se actualizarán determinados parámetros retributivos en cada semiperíodo
regulatorio. En este sentido, la Orden TED/171/2020 estableció los parámetros retributivos para la estimación
de dichos incentivos para el periodo regulatorio 2020-2022. Posteriormente, el 11 de diciembre de 2022 se
publicó la orden TED/1232/2022 que establece los nuevos parámetros retributivos para el ejercicio 2022 como
consecuencia de la anticipación extraordinaria de la revisión de parámetros aprobada para ese año en
aplicación de lo dispuesto por el RDL 6/2022, partiendo el actual semiperiodo en dos (2020-2021 y 2022).
Asimismo, el 28 de diciembre de 2022 se publicó la propuesta de orden de parámetros aplicable al siguiente
semiperiodo regulatorio (2023-2025) que se esperaba fuese aprobada en Orden Ministerial a lo largo de los
primeros meses del año 2023. No obstante, el 8 de julio de 2023 se publicó la orden TED/741/2023 por la que
se aprueban los parámetros definitivos aplicables al mencionado periodo y que ajusta sensiblemente los
precios asociados al sistema de bandas respecto del borrador publicado así como otras modificaciones de
menor calado (modificación en la aplicación de apuntamientos a los diferentes precios y bandas o corrección
de los valores de ajuste de años anteriores por detección de errores en los modelos).
En el mencionado RD 413/2014 se regula el procedimiento a seguir en el caso en el que los precios reales del
mercado correspondientes a los distintos semiperíodos de la vida útil regulatoria del activo resultaran
inferiores (ajustes positivos) o superiores (ajustes negativos) a los precios estimados por el regulador al inicio
del semiperíodo regulatorio y que fueron utilizados en la determinación de los incentivos a percibir.
En 2021, el Grupo modificó y adaptó el criterio de registro para las diferencias positivas y negativas derivadas
del ajuste por desviaciones de precios de mercado en España reconocido en el marco regulatorio actual (véase
Anexo V) a lo establecido en el documento “Criterio para contabilizar el “Valor de los ajustes por desviaciones
en el precio del mercado” (Vadjm), de acuerdo con el artículo 22 del real decreto 413/2014” publicado por la
CNMV el 22 de octubre de 2021, en virtud del cual el Grupo:
40
-
Con carácter general, reconoce en el balance de situación consolidado cada una de las desviaciones
del mercado, positivas y negativas, que surgen al amparo del RD 413/2014 con contrapartida en el
importe neto de la cifra de negocios.
-
No obstante si, a lo largo de la vida regulatoria residual de los activos, el Grupo considerase, de acuerdo
con su mejor estimación de la evolución futura de los precios de mercado de la energía y otros factores
cualitativos, que sería altamente probable la obtención de rentabilidades del mercado superiores a
las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo tanto, abandonar el régimen retributivo no tendría
consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en el mismo, en esa
situación no se sigue el criterio general y se reconoce sólo el activo en caso de generarse desviaciones
del mercado positivas.
En el Anexo VI a las presentes cuentas anuales consolidadas se desglosa el VNA para cada instalación tipo en
la que opera el Grupo, establecido en la última actualización de parámetros publicada en la mencionada
Propuesta de Orden.
Así, en aplicación de lo establecido en dicha publicación, el Grupo registra dentro del epígrafe “Importe neto
de la cifra de negocios” de la cuenta de resultados consolidada del ejercicio todas las desviaciones, positivas o
negativas, excepto para aquellas IT que el Grupo estime que es altamente probable que durante la vida útil
regulatoria remanente obtendrán rentabilidades directamente del mercado superiores a las garantizadas por
el RD 413/2014.
Esta situación se da en aquellas instalaciones tipo (IT) en las que, considerando la previsión de precios de
mercado y otros factores cualitativos, la Dirección del Grupo estima, al cierre del ejercicio, que en la revisión
de parámetros retributivos correspondiente al siguiente semiperiodo regulatorio es altamente probable que
no se obtenga retribución a la inversión (por ejemplo, cuando la VNA asociada es cero). En estos casos se
considera que la valoración asignable al pasivo asociado al ajuste por desviaciones por precios de mercado es
cero y, por tanto , se regularizan en ese momento las diferencias negativas existentes hasta esa fecha a través
del mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada y conforme a lo establecido por la NIC 8
respecto de un cambio en las estimaciones.
La previsión de precios de mercado aplicables utilizados por el Grupo está confeccionada a partir de las
cotizaciones de mercados a plazo obtenidas de la plataforma de OMIP en cada cierre del ejercicio.
En sentido contrario, si como consecuencia de las oscilaciones de precio de mercado a futuro, diferencias
negativas valoradas a cero conforme a lo comentado en los párrafos anteriores recuperasen valor como
consecuencia en el cambio de expectativas respecto del valor del VNA del IT asociado o de la expectativa de
cobro de retribución a la inversión, dicha modificación se registraría igualmente como un cambio en
estimaciones conforme a lo indicado en la NIC 8.
Los activos y pasivos derivados de ajustes por desviaciones sobre el precio de mercado netos surgidos hasta
la última revisión de parámetros retributivos revierten de forma lineal durante la vida regulatoria restante de
la IT a la que se encuentra asociado. Por su parte, el activo o pasivo neto que se va constituyendo durante el
semiperiodo regulatorio corriente comienza a revertirse, con el mismo criterio, a partir del inicio del siguiente
semiperiodo regulatorio.
El activo originado como consecuencia de diferencias positivas derivadas del ajuste por desviaciones de precio
de mercado se registra en el epígrafe “Otros activos no corrientes” del balance de situación consolidado o
como “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” en función de si la fecha esperada de cancelación
sucede en los 12 meses siguientes a la fecha de cierre de los estados financieros consolidados. Por su parte,
el pasivo originado como consecuencia de diferencias negativas derivadas de este mecanismo se registra en
41
el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” o como “Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar” atendiendo
igualmente a la fecha esperada de su cancelación.
A 31 de diciembre de 2023 la situación actual del mercado energético, la evolución esperada de precios de
energía en el corto y medio plazo, el análisis de otros factores cualitativos y el análisis de la orden de
actualización de parámetros publicada el 8 de julio de 2023 han puesto de manifiesto:
-
La práctica totalidad de las instalaciones tipo (IT) operadas por el Grupo en España han dejado de
percibir retribución a la inversión al menos durante el siguiente semiperiodo regulatorio (2023-2025).
Tan sólo el negocio de biomasa mantiene cierto nivel de retribución.
-
La evolución de los precios de la energía que estima la Dirección del Grupo al cierre del ejercicio
anticipa el agotamiento del VNA en las instalaciones eólicas tipo IT-00657 al IT-00659 en las que el
Grupo opera en España, por cuanto es altamente probable que, con los precios estimados a futuro,
se alcance la rentabilidad mínima garantizada por el RD 413/2014. Una vez alcanzada la rentabilidad
mínima garantizada, el mantenimiento de las mismas dentro del régimen retributivo no conlleva un
coste significativo ni una obligación adicional respecto del abandono del mismo. En estos casos, la
conclusión alcanzada por los Administradores del Grupo es que, a la fecha de formulación de los
presentes estados financieros consolidados, abandonar el régimen retributivo no tendría
consecuencias económicas más adversas que permanecer en el mismo. No obstante, ante la
proliferación de modificaciones regulatorias acaecidas en los últimos meses y la expectativa de que
pudieran llegar a producirse modificaciones adicionales por la situación actual de los mercados
energéticos, no resulta prudente solicitar el abandono del régimen.
-
Para las instalaciones eólicas tipo IT-00660 al IT-00663, en cambio, y a diferencia de lo estimado al
cierre del ejercicio 2022, dicha evolución de precios no garantiza la obtención de la rentabilidad
mínima en el periodo de vida regulatoria y, por tanto , se ha procedido a reconocer las diferencias
negativas acumuladas relacionadas con dichas instalaciones tipo a lo largo del ejercicio. El impacto del
reconocimiento de estos importes ha supuesto un incremento del pasivo de 28,6 millones de euros y
una disminución del importe neto de la cifra de negocios y del resultado antes de impuestos por
importe de 28,6 y 29,8 millones de euros, respectivamente.
-
Para las instalaciones tipo de biomasa, al igual que lo estimado al cierre del ejercicio 2022, abandonar
el régimen retributivo sí podría tener consecuencias económicas más adversas que permanecer en el
mismo, puesto que dicha actividad podría obtener retribuciones a la operación en el periodo restante
de su vida regulatoria en función de los precios que apliquen durante ese periodo.
En base a estas circunstancias, el Grupo tiene registrados a 31 de diciembre de 2023 pasivos no corrientes
derivados del ajuste por desviaciones negativas de precios de mercado por importe de 45,2 millones de euros
correspondientes a las instalaciones eólicas tipo IT- 00660 a la IT-00663, así como las correspondientes al
negocio de biomasa; mientras que a 31 diciembre de 2022, el Grupo tenía registrados pasivos por esta
naturaleza por importe de 34,5 millones de euros correspondientes exclusivamente a las instalaciones tipo del
negocio de biomasa (véase 20).
Ingresos por construcción llave en mano
El Grupo tiene como una de sus actividades la construcción llave en mano de parques eólicos y otras
instalaciones de producción de energía. El Grupo sigue el criterio de reconocer los resultados de los contratos
de construcción de acuerdo con el criterio del método del producto, en adelante grado de avance,
determinado en función del porcentaje de costes incurridos respecto al total de costes estimados, de forma
que los ingresos se reconocen en la cuenta de resultados en función del porcentaje de avance en costes (costes
42
incurridos frente a los costes totales estimados en el contrato), aplicados sobre el total de ingresos del
proyecto que se consideran altamente probables que se vayan a obtener del proyecto. Este criterio es de
común aplicación en mercados de influencia anglosajona y contratos sin precios unitarios.
Asimismo, en aquellos contratos en los que se considera que los costes estimados de un contrato superarán
los ingresos derivados del mismo, las pérdidas esperadas se provisionan con cargo a la cuenta de resultados
consolidada del ejercicio en que se conocen.
Los ingresos ordinarios del contrato se reconocen considerando el importe inicial del contrato acordado con
el cliente, así como las modificaciones y reclamaciones sobre el mismo en la medida en que sea altamente
probable que de los mismos se vaya a obtener un ingreso, que sea susceptible de medición de forma fiable y
que no suponga una reversión significativa en el futuro.
Se considera que existe una modificación del contrato cuando hay una instrucción del cliente para cambiar el
alcance del mismo. Se considera que existe una reclamación en los contratos cuando por causa del cliente o
de terceros se producen costes no incluidos en el contrato inicial (demoras, errores en las especificaciones o
el diseño, etc.) y el contratista tiene derecho a ser resarcido por los sobrecostes incurridos ya sea por el cliente
o por el tercero causante de los mismos.
Estas modificaciones y reclamaciones se incluyen como ingresos del contrato cuando el cliente ha aprobado
los trabajos relacionados, bien de forma escrita, mediante acuerdo verbal o de manera tácita en virtud de las
prácticas comerciales habituales, es decir, cuando se considera el cobro altamente probable y que no se va a
producir una reversión significativa del ingreso en el futuro.
N)
Impuesto sobre beneficios. Activos y pasivos por impuestos diferidos
El impuesto corriente es la cantidad a pagar o a recuperar por el impuesto sobre las ganancias relativa a la
ganancia o pérdida fiscal consolidada del ejercicio. Los activos o pasivos por impuesto sobre las ganancias
corrientes se valoran por las cantidades que se espera pagar o recuperar de las autoridades fiscales, utilizando
la normativa y tipos impositivos que están aprobados o estén a punto de aprobarse en la fecha de cierre.
Los pasivos por impuesto diferido son los importes a pagar en el futuro en concepto de impuesto sobre
sociedades relacionados con las diferencias temporarias imponibles mientras que los activos por impuesto
diferido son los importes a recuperar en concepto de impuesto sobre sociedades debido a la existencia de
diferencias temporarias deducibles, bases imponibles negativas compensables o deducciones pendientes de
aplicación. A estos efectos se entiende por diferencia temporaria la diferencia existente entre el valor
contable, de los activos y pasivos y su base fiscal.
El impuesto sobre las ganancias corriente o diferido se reconoce en resultados, salvo que surja de una
transacción o suceso económico que se ha reconocido en el mismo ejercicio o en otro diferente, contra
patrimonio neto o de una combinación de negocios.
Los activos por impuesto diferido y los pasivos por impuesto diferido se compensan si existe un derecho
aplicable legalmente de compensar los activos por impuesto corriente con los pasivos por impuesto corriente
y los impuestos diferidos se relacionan con la misma entidad sujeta a gravamen y la misma autoridad fiscal.
43
Reconocimiento de pasivos por impuesto diferido
El Grupo reconoce los pasivos por impuesto diferido en todos los casos excepto que:
-
surjan del reconocimiento inicial del fondo de comercio o de un activo o pasivo en una transacción
que no es una combinación de negocios y en la fecha de la transacción no afecta ni al resultado
contable ni a la base imponible fiscal;
-
correspondan a diferencias relacionadas con inversiones en sociedades dependientes, asociadas y
negocios conjuntos sobre las que el Grupo tenga la capacidad de controlar el momento de su reversión
y no fuese probable que se produzca su reversión en un futuro previsible.
Reconocimiento de activos por impuesto diferido
El Grupo reconoce los activos por impuesto diferido siempre que:
-
resulte probable que existan ganancias fiscales futuras suficientes para su compensación o cuando la
legislación fiscal contemple la posibilidad de conversión futura de activos por impuesto diferido en un
crédito exigible frente a la Administración Pública. No obstante, los activos que surjan del
reconocimiento inicial de activos o pasivos en una transacción que no es una combinación de negocios
y en la fecha de la transacción no afecta ni al resultado contable ni a la base imponible fiscal, no son
objeto de reconocimiento;
-
correspondan a diferencias temporarias relacionadas con inversiones en dependientes, asociadas y
negocios conjuntos en la medida en que las diferencias temporarias vayan a revertir en un futuro
previsible y se espere generar ganancias fiscales futuras positivas para compensar las diferencias.
El Grupo reconoce la conversión de un activo por impuesto diferido en una cuenta a cobrar frente a la
Administración Pública, cuando es exigible según lo dispuesto en la legislación fiscal vigente. A estos efectos,
se reconoce la baja del activo por impuesto diferido con cargo al gasto por impuesto sobre beneficios diferido
y la cuenta a cobrar con abono al impuesto sobre beneficios corriente.
O)
Saldos y transacciones en moneda extranjera
Las operaciones realizadas en moneda distinta de la funcional de cada sociedad se registran en la moneda
funcional según los tipos de cambio vigentes en el momento de la transacción. Durante el ejercicio, las
diferencias que se producen entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra en vigor a la fecha de
cobro o pago se registran como resultados financieros en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Asimismo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar a 31 de diciembre de cada año en moneda distinta
de la funcional se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de valoración producidas se registran,
como norma general, como resultados financieros en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
P)
Actividades con incidencia en el medio ambiente
En general, se consideran actividades medioambientales aquellas operaciones cuyo propósito principal sea
prevenir, reducir o reparar el daño sobre el medio ambiente.
En este sentido, las inversiones derivadas de actividades medioambientales son valoradas a su coste de
adquisición y activadas como mayor coste del inmovilizado en el ejercicio en el que se incurren.
44
Los gastos derivados de la protección y mejora del medio ambiente se imputan a resultados en el ejercicio en
que se incurren, con independencia del momento en el que se produzca la corriente monetaria o financiera
derivada de ellos.
Las provisiones relativas a responsabilidades probables o ciertas, litigios en curso e indemnizaciones u
obligaciones pendientes de cuantía indeterminada de naturaleza medioambiental, no cubiertas por las pólizas
de seguros suscritas, se constituyen en el momento del nacimiento de la responsabilidad o de la obligación
que determina la indemnización o pago.
Q)
Operaciones interrumpidas y activos y pasivos no corrientes mantenidos para la venta
El Grupo clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta los activos materiales, intangibles, otros
activos no corrientes o aquellos incluidos en el epígrafe
Inversiones contabilizadas aplicando el método de la
participación
directamente asociados) para los cuales en la fecha de cierre del balance de situación consolidado se han
iniciado gestiones activas y a un precio razonable para su venta y se estima que la misma se llevará a cabo
dentro de los doce meses siguientes a dicha fecha.
A su vez, el Grupo considera operaciones discontinuadas las líneas de negocio relevantes que se han vendido
o se ha dispuesto de ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para ser clasificadas como mantenidas
para la venta, incluyendo, en su caso, aquellos otros activos que junto con la línea de negocio forma parte del
mismo plan de venta o como consecuencia de compromisos adquiridos. Asimismo, se consideran operaciones
en discontinuidad aquellas entidades adquiridas exclusivamente con la finalidad de revenderlas.
Estos activos o grupos de enajenación se valoran por el menor del importe en libros o el valor estimado de
venta deducidos los costes necesarios para llevarla a cabo y dejan de amortizarse desde el momento en que
son clasificados como activos no corrientes mantenidos para la venta, pero a la fecha de cada balance de
situación se realizan, en su caso, las correspondientes correcciones valorativas para que el valor contable no
exceda el valor razonable menos los costes de venta.
Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los pasivos directamente asociados a los mismos, así
como aquellos activos netos de operaciones en discontinuidad, se presentan en el balance de situación
consolidado adjunto de la siguiente forma: los activos en una única línea denominada
Activos no corrientes
mantenidos para la venta y actividades interrumpidas
Pasivos mantenidos para la venta y actividades interrumpidas
.
Los resultados después de impuestos de las operaciones discontinuadas se presentan en una única línea de la
cuenta de pérdidas y ganancias consolidada denominada
Resultado después de impuestos de actividades
interrumpidas
.
A diciembre del presente ejercicio, el Grupo mantiene ciertos activos como mantenidos para la venta (ver nota
22). Estos activos no cumplen los requerimientos para ser considerados operaciones discontinuadas.
R)
Beneficio por acción
El beneficio básico por acción se calcula como el cociente entre el beneficio neto del período atribuible a la
Sociedad Dominante y el número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante dicho
período, sin incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominante en cartera de las sociedades del
Grupo.
45
Por su parte, el beneficio por acción diluido se calcula como el cociente entre el resultado neto del período
atribuible a los accionistas ordinarios ajustados por el efecto atribuible a las acciones ordinarias potenciales
con efecto dilutivo y el número medio ponderado de acciones en circulación durante el período, ajustado por
el promedio ponderado de las acciones ordinarias que serían emitidas si se convirtieran todas las acciones
ordinarias potenciales en acciones ordinarias de la Sociedad. A estos efectos se considera que la conversión
tiene lugar al comienzo del período o en el momento de la emisión de las acciones potenciales, si éstas se
hubiesen puesto en circulación durante el propio período.
S)
Estado de flujos de efectivo consolidado
En el estado de flujos de efectivo consolidado, que se prepara de acuerdo con el método indirecto, se utilizan
las siguientes expresiones en los siguientes sentidos:
-
Flujos de efectivo: entradas y salidas de dinero en efectivo y de sus equivalentes; entendiendo por
éstos las alteraciones en su valor de las inversiones a corto plazo de gran liquidez.
-
Actividades de explotación: actividades típicas de la entidad, así como otras actividades que no pueden
ser calificadas como de inversión o de financiación. Partiendo del resultado antes de impuestos de
actividades continuadas, además de la corrección por “Amortización del inmovilizado”, a través de la
partida “Otros ajustes del resultado (netos)” se realiza el traspaso de los pagos y cobros de intereses
pues se muestran en esta misma rúbrica pero de forma separada, el traspaso de los resultados por
enajenación de inmovilizado que se engloban en la rúbrica de actividades de inversión y, por último,
las correcciones de resultados generados por sociedades puestas en equivalencia y, en general, de
cualquier resultado que no sea susceptible de generar flujos de efectivo.
-
Actividades de inversión: las de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos a
largo plazo y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.
-
Actividades de financiación: actividades que producen cambios en el tamaño y composición del
patrimonio neto y de los pasivos que no forman parte de las actividades de explotación.
46
3.3 Estimaciones y juicios contables
La información contenida en estas cuentas anuales consolidadas es responsabilidad de los Administradores de
la Sociedad Dominante.
En las Cuentas Anuales Consolidadas correspondientes a los ejercicios 2023 y 2022 se han utilizado
estimaciones realizadas por la Dirección del Grupo para valorar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos
y compromisos que figuran registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones, cuyo detalle se puede
encontrar en las normas de valoración aplicables, se refieren a:
- La valoración de activos con indicios de deterioro para determinar la existencia de pérdidas por
deterioro de los mismos y el cálculo del valor recuperable (véase nota 3.2.d y 4)
- La vida útil de los activos materiales e intangibles (véase nota 3.2.a, 3.2.c, 4 y 7).
- Las hipótesis empleadas para el cálculo del valor razonable de los instrumentos financieros (véase nota
10, 11, 19 y 25).
- La probabilidad de ocurrencia y el importe, en su caso, de los pasivos de importe indeterminado o
contingentes (véase nota 3.2.j, y 16).
- Los costes futuros para el desmantelamiento de las instalaciones y restauración de terrenos (véase
nota 3.2.j y 16).
- Los resultados fiscales de las distintas sociedades del Grupo que se declararán ante las autoridades
tributarias en el futuro que han servido de base para el registro de los distintos saldos relacionados con
el Impuesto sobre Sociedades en las cuentas anuales consolidadas adjuntas y la recuperabilidad de los
impuestos diferidos reconocidos (véase nota 3.2.m, y 21).
- Tasa incremental utilizada en la valoración de contratos de arrendamiento y la determinación del plazo
de arrendamiento (véase nota 3.2.b, y 5).
- Energia pendiente de facturación suministrada a los clientes en el negocio de comercializadora (véase
nota 3.2.l y 24).
- La estimación del Valor Neto Actualizado (VNA, véase nota 2.2) y de la retribución a la inversión a
obtener en cada una de las instalaciones tipo (IT) en las que opera el Grupo en España en el recálculo
de parámetros del siguiente semiperiodo regulatorio (véase nota 20 y Anexo VI).
Estas estimaciones se realizaron utilizando la mejor información disponible a 31 de diciembre de 2023 y 2022
sobre los hechos analizados. No obstante, es posible que acontecimientos que puedan tener lugar en un futuro
obliguen a modificarlas, lo que se haría, en su caso, conforme a lo establecido en la NIC 8, de forma prospectiva
y reconociendo los efectos del cambio en la estimación en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio
afectado.
Durante el ejercicio 2023 y 2022, no se han producido cambios significativos en las estimaciones contables
realizadas en el ejercicio anterior.
47
3.4 Cambios en políticas contables y corrección de errores
El efecto de este tipo de cambios y correcciones se registra, en aquellos casos en que sean significativos para
el Grupo, contra reservas el efecto acumulado al inicio del ejercicio y en la cuenta de resultados consolidada
el efecto del propio ejercicio. En estos casos, se re-expresan los datos financieros del ejercicio comparativo
presentado junto al ejercicio en curso.
Durante el ejercicio 2023, no ha habido cambios en las políticas contables ni correcciones de errores.
4. Inmovilizado material
El movimiento correspondiente a los ejercicios 2023 y 2022, tanto en valores de coste como de amortización
acumulada y provisiones, se desglosa, en millones de euros, de la siguiente forma:
Inmovilizado
material
Terrenos y
construcciones
Instalaciones
técnicas y
maquinaria
Otras
instalaciones
Otro
inmovilizado
Anticipos e
inmovilizado
en curso
Amortizaciones
Provisiones
Total
Saldo a
31.12.2021
250
12.625
27
28
610
(5.452)
(623)
7.465
Variaciones
por cambio
de perímetro
1
51
8
1
(35)
26
Altas /
Dotación
3
95
7
1
1.337
(369)
(84)
990
Bajas
(2)
(2)
4
64
64
Traspasos
175
2
(177)
(24)
24
--
Diferencias
de
conversión y
otros
(2)
219
10
(60)
(1)
166
Saldo a
31.12.2022
250
13.163
44
30
1.780
(5.936)
(620)
8.711
Variaciones
por cambio
de perímetro
18
1.241
(557)
(84)
618
Altas /
Dotación
25
11
3
1.900
(417)
(10)
1.512
Bajas
(14)
(2)
6
10
--
Traspasos
(13)
438
3
2
(990)
319
(241)
Diferencias
de
conversión y
otros
(1)
(193)
1
(1)
(61)
65
9
(181)
Saldo a
31.12.2023
254
14.660
59
34
2.627
(6.520)
(695)
10.419
Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2023 y 2022 son los siguientes:
2023
2022
Inmovilizado Material
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Terrenos y construcciones
254
(161)
93
250
(164)
86
Instalaciones técnicas y maquinaria
14.660
(6.971)
7.689
13.163
(6.317)
6.846
Otras instalaciones
59
(33)
26
44
(29)
15
Otro inmovilizado
34
(28)
6
30
(27)
3
Anticipos e inmovilizado en curso
2.627
(22)
2.605
1.780
(19)
1.761
Total
17.634
(7.215)
10.419
15.267
(6.556)
8.711
48
El principal movimiento del ejercicio 2023 se corresponde con las altas por las variaciones de perímetro,
principalmente relacionadas con las incorporaciones por el método de integración global de Renomar en
España y de la planta fotovoltaica de Moura en Portugal (ver nota 2.3.g).
Adicionalmente, las altas del epígrafe “Anticipos e inmovilizado en curso” se corresponden con las inversiones
en curso realizadas fundamentalmente en instalaciones de generación de energía eólica en Australia, Canadá,
Perú y Croacia; instalaciones de generación fotovoltaica en Estados Unidos, España, República Dominicana y
Australia; y una instalación de biomasa en España.
Además, en el presente ejercicio se han traspasado elementos del inmovilizado material, principalmente en la
partida de Instalaciones técnicas junto con su Amortización acumulada, por valor de 247 millones de euros al
epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22).
Durante el ejercicio 2023 se ha traspasado el importe de 990 millones de euros desde la partida de
Inmovilizado en curso a la partida de Instalaciones técnicas y otras instalaciones, principalmente por la entrada
en funcionamiento de las plantas fotovoltaicas de Fort-Bend y High-Point en Estados Unidos, Bolarque en
España y Calabaza en República Dominicana; el parque eólico de Mortlake en Australia y el sistema de
almacenamiento de energía con baterías Cunningham en Estados Unidos.
En el apartado "Diferencias de conversión y otros" del ejercicio 2023 se incluye principalmente el efecto de la
variación del tipo de cambio del periodo que se ha generado fundamentalmente en las instalaciones situadas
en Estados Unidos, Chile y México, cuyos estados financieros se integran en dólares estadounidenses, además
de las instalaciones presentes en Sudáfrica y Australia por haberse depreciado sus divisas frente al euro
durante el 2023.
Durante el ejercicio 2023 las sociedades han activado como mayor valor del inmovilizado material gastos
financieros por importe de 66 millones de euros (10 millones de euros a 31 de diciembre de 2022 ) en las
instalaciones en construcción en Estados Unidos, Australia, Perú y España principalmente (véase nota 27).
A 31 de diciembre de 2023, el Grupo tiene activos materiales inmovilizados que corresponden principalmente
a instalaciones de generación de energía eólica, solar fotovoltaica e hidráulica ubicadas en diversas zonas
geográficas con diversos entornos regulatorios. A 31 de diciembre de 2023, hay deterioros registrados por
importe de 695 millones de euros (620 millones de euros a 31 de diciembre de 2022) que corresponden a
deterioros surgidos tanto en el área internacional (Estados Unidos, Ucrania, Portugal, Polonia, Australia e Italia
principalmente) como en los activos españoles, estos últimos surgidos fundamentalmente tras el cambio
regulatorio habido en los años 2012 y 2013. Del total del deterioro, 306 millones de euros son no revertibles.
El Grupo, de acuerdo a los procedimientos internos establecidos al respecto, analiza la evolución de la
rentabilidad de los principales activos, evaluando el cumplimiento o, en su caso, la aparición de desviaciones
en las principales hipótesis y estimaciones que subyacen en los test de deterioro, así como la existencia de
cambios relevantes referentes al entorno regulatorio, económico o tecnológico, en los mercados en los que
los activos operan, para la adecuada actualización de las provisiones por deterioro durante el periodo. Durante
el ejercicio 2023, no se han puesto de manifiesto aspectos relevantes a reseñar que requieran la realización
de los test de deterioro, excepto en el caso de las plantas de biomasa operativas.
El Grupo, en el presente ejercicio, ha actualizado los test de deterioro asociados a los activos de generación
de energía biomasa operativos ubicados en España debido a la evolución de los precios de mercado y las
modificaciones regulatorias comentadas en la nota 2.2, principalmente por el RDL 5/2023, de 28 de junio y
por la orden de actualización de parámetros publicada el 9 de julio de 2023, que entre otras medidas, modifica
al alza la retribución a la inversión esperada para los activos de biomasa.
49
Para el cálculo del valor en uso se ha realizado una proyección de los flujos de caja esperados hasta el final de
la vida útil sin valor terminal de todas las unidades de generación de efectivo (UGE). La UGE establecida para
este cálculo es, con criterios generales, la sociedad propietaria de instalaciones operativas, ya sea una o varias,
ya que, tras los análisis realizados, ésta sería la unidad mínima cuyos flujos de caja, tanto de entrada como de
salida, son identificables e independientes de otros flujos compartidos con otras instalaciones.
Las principales hipótesis utilizadas en los flujos de caja son:
-
Las producciones asociadas a cada instalación, en la que se ha considerado la mejor estimación de la
Dirección del Grupo del recurso a largo plazo esperado en cada emplazamiento ajustado por las
desviaciones históricas que se hayan producido anualmente.
-
Las curvas de precios de venta de energía a largo plazo. Las estimaciones de la Dirección en este caso
están basadas en los precios medios anuales cotizados del mercado y para aquellos años a muy largo
plazo para los que no existe cotización o ésta no es líquida y, por tanto, no es representativa, se ha
considerado una evolución de la curva de precios calculada a partir de las variaciones en los precios
de cotización del gas y otros componentes. Estos precios se ajustan para cada año por la diferencia
que históricamente ha venido sucediendo entre los precios medios de mercado y los precios
realmente capturados por cada instalación (desvíos, penalizaciones…).
-
Los costes operativos de cada instalación basados en las mejores estimaciones de la dirección y su
experiencia considerando los contratos existentes y los incrementos esperados como consecuencia
de la inflación. No se han considerado en ningún caso sinergias o ahorros de coste futuros como
consecuencia de actuaciones futuras o previstas. Las estimaciones de coste se han realizado de forma
consistente con el pasado reciente y considerando los activos en su actual situación.
-
La tasa de descuento utilizada para actualizar los flujos de los activos mencionados ha sido un 7,02%
(pre-tax) y un 6,5% (post-tax).
Del análisis realizado no ha surgido impacto significativo alguno a registrar en la cuenta de resultados
consolidada a 31 de diciembre de 2023.
Adicionalmente, el Grupo ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad del resultado del test de deterioro a
variaciones razonables en las siguientes hipótesis:
Hipótesis
Oscilación
Total (millones de
euros)
Tasa de descuento
-0,50%
(0,5)
0,50%
0,5
Curva de precios
-2,50%
2,3
2,50%
(2,3)
Producción
-2%
1,1
2%
(1,1)
Los resultados de estos análisis de sensibilidad indican que:
-
Con una variación en las tasas de descuento de +0,5% y -0,5% se produciría aumento de la provisión
de 0,5 millones de euros y una reducción de 0,5 millones de euros, respectivamente.
50
-
Asimismo, variaciones al alza y a la baja de un 2,5% en las tarifas del pool resultarían en una reducción
de la provisión de 2,3 millones de euros y un aumento de 2,3 millones de euros, respectivamente.
Por último, variaciones al alza y a la baja de un 2% en la producción estimada de los activos producirían una
reducción de la provisión de 1,1 millones de euros y un aumento de 1,1 millones de euros, respectivamente.
El importe de los activos materiales en explotación totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2023
asciende a 182 millones de euros, estando la mayor parte de los mismos en uso (175 millones de euros a 31
de diciembre de 2022).
Los principales movimientos del ejercicio 2022 se correspondieron con las altas por las inversiones en curso
realizadas fundamentalmente en instalaciones de generación de energía eólica en Australia, España y Perú e
instalaciones de generación fotovoltaica en Estados Unidos, España y República Dominicana, principalmente.
Adicionalmente, se encontraba la adquisición realizada en diciembre de 2022 del proyecto de almacenamiento
de energía con baterías de Cunningham en Texas (Estados Unidos).
El movimiento registrado en el ejercicio 2022 en el apartado “Variación por cambios en el perímetro” se
correspondió principalmente con la compra del 50% de la sociedad Páramo de los Angostillos, S.L., integrada
previamente mediante el método de puesta en equivalencia.
Adicionalmente, en junio de 2022, Sierra de Selva, S.L.U., sociedad perteneciente al Grupo en su totalidad,
procedió a la compra de 5 parques eólicos pertenecientes a la sociedad Desarrollo de Energías Renovables de
Navarra, S.A., representativos de 72MW de potencia eólica, por un importe total de 27 millones de euros. Esta
operación de compra se incluyó dentro del apartado de “Aumentos”.
Durante el ejercicio 2022 se traspasaron desde Anticipos e inmovilizado en curso a la partida de Instalaciones
técnicas dos parques eólicos y una instalación fotovoltaica, todos ellos en España.
En el apartado "Diferencias de conversión y otros" del ejercicio 2022 se incluía principalmente el efecto de la
variación del tipo de cambio del periodo, generado fundamentalmente en las instalaciones situadas en Estados
Unidos, Chile y México, cuyos estados financieros se integran en dólares estadounidenses por haberse
apreciado esta moneda frente al euro durante el 2022.
Adicionalmente, el Grupo actualizó en 2022 los test de deterioro asociados a diversos activos de generación
de energía eólica, hidráulica y de biomasa situados en España, activos eólicos en Estados Unidos y plantas
fotovoltaicas en Ucrania, principalmente. Este test se actualizó igualmente en otras áreas con motivo de la
evolución y perspectivas de las condiciones económicas de cada jurisdicción, de los mercados de energía
correspondientes, el estado de los proyectos, la evolución de los precios, las tasas de descuento y las
modificaciones regulatorias acaecidas en cada una de ellas. El análisis realizado implicó una pérdida neta por
importe de 20 millones de euros registrada en el epígrafe “Resultado por deterioro de activos”.
Las sociedades del Grupo mantienen a 31 de diciembre de 2023 compromisos de adquisición de bienes de
inmovilizado material por importe de 802 millones de euros por las instalaciones eólicas, fotovoltaicas y de
biomasa actualmente en construcción en Canadá, España, Estados Unidos, Australia y Croacia, principalmente.
La cantidad comprometida a 31 de diciembre de 2022 ascendió a 1.203 millones de euros, principalmente en
las instalaciones eólicas y fotovoltaicas en construcción en Estados Unidos, Australia y Perú.
El Grupo tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los posibles riesgos a que están sujetos los diversos
elementos de su inmovilizado material, así como las posibles reclamaciones que se le puedan presentar por el
ejercicio de su actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los riesgos a los que
están sometidos.
51
A 31 de diciembre de 2023 el importe neto de activos materiales que se encuentran en garantía de deudas de
financiación asociadas a un proyecto específico es de 1.082 millones de euros (708 millones de euros en 2022).
El Grupo mantiene hipotecados terrenos y edificios en garantía de préstamos concedidos, cuyo valor neto
contable en libros a 31 de diciembre de 2023 asciende a 19 millones de euros (20 millones de euros a 31 de
diciembre de 2022).
5. Arrendamientos
Activos por Derechos de Uso
El movimiento habido durante los ejercicios 2023 y 2022 ha sido el siguiente:
.
Derechos de Uso
Terrenos y bienes
naturales
Construcciones
Instalaciones
técnicas
Maquinaria y
elementos de
transportes
Amortización
Total
Saldo a 31.12.2021
342
11
91
4
(81)
367
Variaciones por cambio de
perímetro
1
1
5
(4)
3
Altas / Dotación
62
6
2
(27)
43
Bajas
(2)
(75)
(1)
33
(45)
Diferencias de conversión y otras
10
(1)
4
(5)
8
Saldo a 31.12.2022
413
17
20
10
(84)
376
Variaciones por cambio de
perímetro
23
23
Altas / Dotación
113
5
5
(26)
97
Bajas
(1)
(1)
(1)
2
(1)
Traspasos
(14)
4
(10)
Diferencias de conversión y otras
(7)
(2)
(9)
Saldo a 31.12.2023
527
21
20
14
(106)
476
.
Los principales alquileres en los que el Grupo actúa como arrendatario y registrados en este epígrafe se
corresponden con alquileres de terrenos donde se asientan instalaciones de generación de energía, oficinas,
y otras instalaciones.
Las altas acaecidas en el ejercicio 2023 provienen principalmente del reconocimiento de nuevos contratos de
alquiler en el epígrafe de “Terrenos y bienes naturales” por 88 millones de euros, fundamentalmente
asociados a parques eólicos y plantas fotovoltaicas ubicados en Australia, Estados Unidos, República
Dominicana y España; y por el reconocimiento de nuevos contratos de alquiler en el epígrafe de
“Construcciones” por importe de 4 millones de euros por nuevos contratos de alquiler de oficinas ubicados en
Estados Unidos y Portugal, fundamentalmente. El resto de las altas son debidas a modificaciones posteriores
a los contratos de arrendamiento ya existentes, principalmente por cambios en los pagos futuros por
actualización de índices indicados en contrato (IPC).
Adicionalmente, el Grupo ha incorporado Activos por derecho de uso debido al cambio de método de
consolidación de las sociedades de Renomar en España y Moura en Portugal, así como por la compra del Grupo
Solideo (ver nota 2.3.g).
Además, en el presente ejercicio se han traspasado Activos por Derecho de Uso, principalmente Ter renos
junto con su Amortización Acumulada, por valor de 10 millones de euros al epígrafe de Activos mantenidos
para la venta (ver nota 22).
Las altas acaecidas en el 2022 en el epígrafe “Terrenos y bienes naturales” provenían principalmente del
reconocimiento de nuevos contratos de alquiler de terrenos por importe de 57 millones de euros asociados a
52
parques eólicos y plantas fotovoltaicas ubicados en Estados Unidos y España fundamentalmente, y en el
epígrafe “Construcciones” por nuevos contratos de alquiler de oficinas ubicados en Francia
fundamentalmente. El resto de las altas fueron debidas a modificaciones posteriores a los contratos de
arrendamiento ya existentes, principalmente por cambios en los pagos futuros por actualización de índices
indicados en contrato (IPC).
El Grupo, al cierre del ejercicio 2021, tenía reconocido dentro del epígrafe de “Instalaciones técnicas” un
contrato de venta con arrendamiento posterior (
Sales and leaseback
) de una planta termosolar en Nevada
(Estados Unidos) de 20 años de duración y finalización en diciembre de 2027 y cuyo valor neto contable del
activo por derecho de uso y el pasivo asociado ascendían a 48 y 65 millones de euros, respectivamente. Dicho
contrato fue cancelado en septiembre de 2022, lo que dio lugar a una plusvalía por importe de 18 millones de
euros registrada en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio.
El detalle del valor neto contable de los derechos de uso clasificados de acuerdo a la naturaleza del activo
subyacente a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el siguiente en millones de euros:
2023
2022
Derechos de uso
Coste
Amortización
Total
Coste
Coste
Amortización
Total
Terrenos y bienes naturales
527
(80)
447
413
413
(61)
352
Construcciones
21
(8)
13
17
17
(7)
10
Instalaciones técnicas
20
(9)
11
20
20
(9)
11
Elementos de transporte
14
(9)
5
10
10
(7)
3
Total
582
(106)
476
460
460
(84)
376
El Grupo se ha acogido a las exenciones de contratos de corto plazo y de activos de bajo valor (véase nota 3.2
b)), siendo el gasto reconocido por contratos de corto plazo de 1,4 millones de euros en el ejercicio 2023 (1,5
millones de euros en el ejercicio 2022) y por los contratos relativo s a activos de bajo valor de 0,5 millones de
euros en ambos ejercicios.
En el ejercicio 2023, el Grupo ha registrado en la cuenta de pérdidas y ganancias gasto por intereses y por
amortización por importe de 31 y 26 millones de euros, respectivamente, asociados a estos contratos de
arrendamientos (26,1 y 27,3 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2022).
El importe total de salidas de efectivo por arrendamientos asciende a 48 millones de euros en ejercicio 2023
(53 millones de euros en el ejercicio 2022).
Durante los ejercicios 2023 y 2022, no han existido deterioros registrados en la cuenta de pérdida de ganancias
consolidada del Grupo.
Obligaciones por arrendamiento no corrientes y corrientes
El saldo de pasivo asociado a contratos de arrendamiento, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, se detalla a
continuación, en millones de euros:
2023
2022
Corriente
No corriente
Total
Corriente
No corriente
Total
Obligaciones por arrendamiento
19
495
514
16
388
404
Total pasivo por arrendamientos
19
495
514
16
388
404
El Grupo no cuenta con contratos de arrendamiento que contengan garantías de valor residual significativas.
53
El vencimiento de las “Obligaciones por arrendamiento” del Grupo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el
siguiente en millones de euros:
2023
2022
Vencimiento
Valor nominal
Valor nominal
Menos de un año
47
38
Entre uno y cinco años
184
146
Más de cinco años
822
606
Total
1.053
790
.
6. Fondo de comercio
El movimiento habido durante el
ejercicio 2023
ha sido, en millones de euros, el siguiente:
Saldo a
31.12.2022
Altas
Deterioros
Variación del
perímetro
Otras
variaciones
Saldo a
31.12.2023
Subgrupo Solideo
--
13
13
Total
--
--
--
13
--
13
En relación al fondo de comercio registrado en el ejercicio 2023, a 31 de diciembre no se han puesto de
manifiesto circunstancias que indiquen que las hipótesis y asunciones consideradas en el momento de la
adquisición hayan sufrido variaciones relevantes.
7. Otros activos intangibles
El movimiento habido durante los ejercicios 2023 y 2022 ha sido el siguiente:
Otros activos intangibles
Desarrollo
Concesiones
Otros
Aplicaciones
informáticas
Amortización
Provisiones
Total
Saldo a 31.12.2021
14
200
5
33
(114)
(2)
136
Variación de perímetro
1
94
(2)
93
Altas / Dotación
3
8
11
(25)
(1)
(4)
Bajas
(1)
(1)
Diferencias de conversión y otras
7
(3)
1
5
Saldo a 31.12.2022
17
309
5
44
(144)
(2)
229
Variación de perímetro
1
1
Altas / Dotación
1
15
14
(29)
(1)
--
Traspasos
(8)
1
(7)
Diferencias de conversión y otras
1
(11)
4
2
(4)
Saldo a 31.12.2023
19
306
5
58
(168)
(1)
219
.
54
Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2023 y 2022 son los siguientes:
2023
2022
Otros activos intangibles
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Desarrollo
19
(11)
8
17
(9)
8
Concesiones
306
(124)
182
309
(109)
200
Otros
5
(3)
2
5
(2)
3
Aplicaciones informáticas
58
(31)
27
44
(26)
18
Total
388
(169)
219
375
(146)
229
El desglose del epígrafe de concesiones a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es el siguiente:
2023
2022
Concesiones
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Concesiones intangibles (CINIIF12)
111
(55)
56
115
(51)
64
Otras concesiones
195
(69)
126
194
(58)
136
Total
306
(124)
182
309
(109)
200
El epígrafe “Concesiones” incluye, principalmente, aquellos activos concesionales en los que el riesgo de
recuperación del activo es asumido por el operador. Incluye, además, el coste de las concesiones
administrativas para las centrales hidroeléctricas, los derechos expectantes y activos intangibles identificables
para el desarrollo de proyectos renovables futuros adquiridos a terceros mediante la adquisición de
participaciones en sociedades titulares de esos derechos a través de combinaciones de negocios.
La única concesión registrada bajo CINIIF 12 corresponde a una instalación eólica en Costa Rica operada por
la sociedad Consorcio Eólico Chiripa, participada por el Grupo en un 65%. La mencionada concesión es para la
construcción y operación del parque eólico de Chiripa por un periodo de 20 años, hasta 2033, estando
actualmente en operación.
Los movimientos más significativos del ejercicio 2023 se corresponden con las altas sobre activos intangibles
identificables para el desarrollo de proyectos renovables futuros adquiridos mediante la adquisición de
participaciones en sociedades titulares de dichos derechos (principalmente en Costa Rica).
Se han registrado igualmente traspasos con destino al inmovilizado material por importe total neto de 6
millones de euros referentes a derechos expectantes asociados, principalmente a las plantas fotovoltaicas de
Bolarque en España y Calabaza en República Dominicana tras su puesta en marcha. Además, se han traspasado
activos intangibles por valor de 1 millón de euros (Concesiones) al epígrafe de Activos mantenidos para la
venta (ver nota 22).
Los movimientos más significativos del ejercicio 2022 se correspondieron con las altas de variación de
perímetro por importe de 94 millones de euros relacionadas con la adquisición de participaciones en
sociedades titulares de derechos sobre activos intangibles destinados a los servicios de eficiencia energética y
gestión de energía para empresas (Eqinov en Francia) y sobre activos intangibles destinados a proyectos de
energía renovable futuros (principalmente en Chile, Sudáfrica y Polonia).
El importe de los activos intangibles en explotación totalmente amortizados a 31 de diciembre de 2023
asciende a 44 millones de euros estando la mayor parte de los mismos en uso (39 millones de euros a 31 de
diciembre de 2022).
55
Durante el ejercicio 2023 no se han estimado deterioros significativos para los activos intangibles ni se han
puesto de manifiesto minusvalías significativas no cubiertas con las provisiones existentes a 31 de diciembre
de 2023.
8. Participación en empresas asociadas
El movimiento existente en este epígrafe del balance de situación consolidado adjunto durante los ejercicios
2023 y 2022 es el siguiente:
Sociedad participada
Saldo a 31.12.22
Participación en
resultados antes de
impuestos
Dividendo
Efecto impositivo
y otras
variaciones
Saldo a 31.12.23
Energías Renovables Mediterráneas, S.A.
101
39
(140)
--
Parques Eólicos de Buio, S.L.
49
27
(24)
13
65
Amper Central Solar, S.A.
48
10
(58)
--
Grupo Cathedral Rocks
18
1
(3)
16
Parque Eólico de Deva, S.L.
7
(7)
--
Parque Eólico de Tea, S.L.
10
(10)
--
Parque Eólico de Bobia y San Isidro, S.L.
8
1
(3)
(1)
5
Parque Eólico Ameixenda Filgueira, S.L.
7
(7)
--
Parque Eólico A Ruña, S.L.
5
(5)
--
Blue Canyon Winpower, LLC
1
1
Grupo Energy Corp. Hungary
4
1
(2)
(1)
2
Parque Eólico Virxe do Monte, S.L.
3
(3)
--
Parque Eólico Adraño, S.L.
4
4
(7)
18
19
Grupo Eurovento
2
(1)
1
Parque Eólico Vicedo, S.L.
2
(2)
--
Parque Eólico Currás, S.L.
2
(2)
--
Alsubh Solar Power, S.A.E.
6
1
(2)
5
Sunrise Energy, S.A.E.
6
1
(1)
6
Rising Sun Energy, S.A.E.
6
1
(2)
5
AT Solar V, SAPI de CV
17
(2)
(2)
13
Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V.
18
(1)
(1)
16
Parque Eólico de Abara, S.L.
9
9
Power to Green Hydrogen Mallorca, S.L.
14
14
Eolink, S.A.S.
6
(1)
5
The Blue Circle, Pte. Ltd.
32
(2)
(1)
29
Nordex H2, S.L.U.
34
7
41
Medwind Energy, S.L.
29
29
Otros
4
4
8
Total participaciones entidades asociadas
423
81
(40)
(175)
289
56
Sociedad participada
Saldo a 31.12.21
Participación en
resultados antes de
impuestos
Dividendo
Efecto impositivo
y otras
variaciones
Saldo a 31.12.22
Energías Renovables Mediterráneas, S.A.
105
32
(30)
(6)
101
Desarrollo de Energías Renovables de Navarra, S.A.
17
13
(9)
(21)
--
Parques Eólicos de Buio, S.L.
21
32
(19)
15
49
Amper Central Solar, S.A.
66
(18)
(5)
5
48
Grupo Cathedral Rocks
15
6
(3)
18
Parque Eólico de Deva, S.L.
1
5
(4)
5
7
Parque Eólico de Tea, S.L.
4
6
(5)
5
10
Parque Eólico de Bobia y San Isidro, S.L.
7
(4)
5
8
Parque Eólico Ameixenda Filgueira, S.L.
2
5
(4)
4
7
Parque Eólico A Ruña, S.L.
2
2
(2)
3
5
Blue Canyon Winpower, LLC
2
(1)
1
Grupo Energy Corp. Hungary
3
2
(1)
4
Parque Eólico Virxe do Monte, S.L.
1
1
1
3
Parque Eólico Adraño, S.L.
2
2
(1)
1
4
Grupo Eurovento
1
1
2
Parque Eólico Vicedo, S.L.
2
(1)
1
2
Explotaciones Eólicas Sierra de Utrera, S.L.
2
1
(1)
(2)
--
Parque Eólico Cinseiro, S.L.
3
1
(1)
(3)
--
Parque Eólico Currás, S.L.
1
1
(1)
1
2
Alsubh Solar Power, S.A.E.
5
(1)
2
6
Sunrise Energy, S.A.E.
4
(2)
4
6
Rising Sun Energy, S.A.E.
4
(2)
4
6
AT Solar V, SAPI de CV
12
5
17
Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V.
11
2
5
18
Parque Eólico de Abara, S.L.
5
5
(1)
9
Power to Green Hydrogen Mallorca, S.L.
1
13
14
Eolink, S.A.S.
6
6
The Blue Circle, Pte. Ltd.
(3)
35
32
Nordex H2, S.L.U.
34
34
Otros
13
5
(14)
4
Total participaciones entidades asociadas
302
110
(93)
104
423
La totalidad de las participaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables en empresas asociadas
se detallan en el Anexo III de esta memoria.
El epígrafe “Efecto impositivo y otras variaciones” recoge, además del efecto impositivo del resultado del año,
las variaciones por valoraciones de derivados (véase Nota 19) y las diferencias de conversión que ascienden a
3,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (1,3 millones de euros a 31 de diciembre de 2022).
La información relativa a los instrumentos financieros derivados correspondientes a las sociedades
contabilizadas por el método de la participación ha sido detallada en la nota 19.
Las principales variaciones registradas en el ejercicio 2023 han sido las operaciones de compra de las
sociedades Med Wind Energy, S.L. y Amper Central Solar, S.A., que han descrito en la nota 2.3.g
.
Las principales variaciones registradas en el ejercicio 2022 fueron las adquisiciones de participaciones en el
grupo societario TBC (The Blue Circle) y en la sociedad Nordex H2, descritas en la nota 2.3.g.
57
A continuación, se exponen, en proporción al porcentaje de participación en el capital de cada una de las
entidades asociadas, el importe de los activos, pasivos, ingresos ordinarios y resultado de los ejercicios 2023 y
2022:
Total 2023
Total 2022
ACTIVO
Activos no corrientes
544
734
Activos corrientes
126
196
Total activo
670
930
PASIVO
Patrimonio Neto
289
423
Pasivos no corrientes
325
410
Pasivos corrientes
56
97
Total pasivo y patrimonio neto
670
930
RESULTADO
Importe neto de la cifra de negocios
204
244
Beneficio antes de impuestos
81
110
No existen compañías asociadas que sean individualmente significativas para el Grupo.
9. Participación en operaciones conjuntas
Las participaciones en operaciones conjuntas del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se exponen
en el Anexo II de esta Memoria. Los importes más significativos integrados en los estados financieros
consolidados de los ejercicios 2023 y 2022 en relación con estas participaciones, se resumen a continuación:
2023
2022
Empresas
U.T.E. y Comunidad
de bienes
Empresas
U.T.E. y Comunidad
de bienes
Importe neto de la cifra de negocios
9
16
4
9
Beneficio bruto de explotación
(2)
3
3
(6)
Beneficio neto de explotación
(5)
3
2
(7)
Activos no corrientes
30
13
9
6
Activos corrientes
8
4
3
12
Pasivos no corrientes
27
17
28
6
Pasivos corrientes
19
5
8
1
No existen participaciones en operaciones conjuntas que sean significativas para el Grupo.
58
10. Activos financieros no corrientes y corrientes
El desglose del saldo de este capítulo del balance de situación consolidado a cierre del ejercicio 2023 y 2022,
presentado por naturaleza y categorías a efectos de valoración, es el siguiente:
31.12.2023
Activos Financieros:Naturaleza /
Categoría
Activos financieros
designados a valor
razonable con
cambios en
resultados
Activos financieros
a valor razonable
con cambios en el
estado consolidado
de ingresos y gastos
reconocidos
Activos financieros
a coste amortizado
Derivados de
cobertura
Total
Instrumentos de patrimonio
2
2
Otros créditos con empresas del
Grupo y asociadas
37
37
Derivados
24
24
Otros activos financieros
4
4
Largo plazo / no corrientes
2
--
41
24
67
Otros créditos con empresas del
Grupo y asociadas
4
4
Otros créditos
54
54
Derivados
8
8
Otros activos financieros
89
89
Corto plazo / corrientes
--
--
147
8
155
Total
2
--
188
32
222
31.12.2022
Activos Financieros:Naturaleza /
Categoría
Activos financieros
designados a valor
razonable con
cambios en
resultados
Activos financieros
a valor razonable
con cambios en el
estado consolidado
de ingresos y gastos
reconocidos
Activos financieros
a coste amortizado
Derivados de
cobertura
Total
Instrumentos de patrimonio
--
Otros créditos con empresas del
Grupo y asociadas
29
29
Derivados
--
Otros activos financieros
3
3
Largo plazo / no corrientes
--
--
32
--
32
Otros créditos con empresas del
Grupo y asociadas
1
1
Otros créditos
68
68
Derivados
8
8
Otros activos financieros
123
123
Corto plazo / corrientes
--
--
192
8
200
Total
--
--
224
8
232
El importe registrado en el epígrafe de “Otros créditos” a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se corresponde
fundamentalmente con depósitos que están pignorados en cumplimiento de las cláusulas de garantía de los
contratos de financiación de proyectos de cada uno de los parques en explotación, remunerados a tipos de
interés de mercado (véase nota 17). Durante los ejercicios 2023 y 2022 las principales variaciones se
corresponden fundamentalmente con las dotaciones y liberaciones de fondos a las cuentas de reserva del
servicio de la deuda realizadas por parte de las sociedades del Grupo que han firmado o finalizado contratos
de financiación a lo largo de dichos ejercicios.
En el epígrafe “Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas” se incluyen, fundamentalmente, los
créditos concedidos a empresas asociadas, no eliminados en el proceso de consolidación, que devengan
59
intereses anuales a tipos de mercado. El valor de mercado de estos activos no difiere sustancialmente del valor
contabilizado.
En el epígrafe “Otros activos financieros” a largo plazo y a corto plazo, se encuentran, principalmente, los
depósitos y fianzas entregadas por el Grupo, entre las que destacan las entregadas por la sociedad del Grupo
Acciona Green Energy Developments, S.A., para poder operar en los mercados de operaciones de energía
eléctrica tanto diarios como a plazo. Igualmente se encuentran registradas imposiciones a corto plazo para la
colocación de excedentes de tesorería.
En el ejercicio 2023 no hay que resaltar ninguna variación significativa en los saldos que componen este
capítulo del balance de situación consolidado. Asimismo, no se han producido pérdidas por deterioro
significativas en los saldos que componen los activos financieros no corrientes y corrientes.
La jerarquía de valoración de los instrumentos financieros a valor razonable ha sido descrita en la nota 3.2 f).
11. Otros activos no corrientes
La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2023 y 31 de diciembre de 2022 es la siguiente:
.
2023
2022
Deudores a largo plazo
26
26
Derivados
119
112
Periodificaciones a largo plazo
9
8
Total deudores a largo plazo y otros activos no corrientes
154
146
.
El epígrafe “Deudores a largo plazo” a 31 de diciembre de 2023 incluye fundamentalmente un derecho de
crédito de una filial chilena generado con la entidad reguladora del mercado energético chileno, que se
encuentra garantizado por el Estado, y que deriva de una actualización pendiente de la tarifa asociada a un
PPA concertado con esta por importe de 26,2 millones de euros (25,8 millones de euros a 31 de diciembre de
2022).
Por otra parte, el epígrafe “Derivados” incluye el valor razonable correspondiente a derivados de compraventa
de energía en diferentes países, España, Chile, USA y Australia, fundamentalmente:
-
19,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 correspondiente al valor razonable de derivados
sobre commodities contratados por filiales españolas del Grupo para el suministro de energía que les
permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de energía
generada. Estos contratos se valoran a mercado. A 31 de diciembre de 2022 se encontraban
registrados 38,1 millones de euros correspondientes a la valoración de los derivados designados de
cobertura celebrados en España por la filial comercializadora del Grupo y relacionados con contratos
de compra de energía a futuro que se liquidan por diferencias y que se contratan para eliminar el
riesgo de precio respecto de contratos de entrega de energía a clientes a precio fijo.
-
71,3 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 correspondientes al valor razonable de derivados
sobre commodities contratados por filiales del Grupo en Australia para el suministro de energía que
les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de
energía generada (59,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Estos contratos se valoran a
mercado.
60
-
19,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 correspondiente al valor razonable de un derivado
sobre commodities contratado por una filial chilena para el suministro de energía a un cliente a un
precio fijo inflactado (13,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). Este contrato se valora a
mercado y los cambios de valor se registran como resultado de variaciones de valor de instrumentos
financieros a valor razonable en la cuenta de resultados consolidada.
El importe del valor inicial de este contrato, registrado inicialmente en el epígrafe de “Ingresos a
distribuir” se presenta registrado neto del valor del derivado asociado. El importe bruto del derivado
asciende a 45,1 millones de euros, del cual se han neteado 26 millones de euros a 31 de diciembre de
2023. A 31 de diciembre de 2022 el importe bruto ascendía a 44,5 millones de euros, del cual fueron
neteados 30,7 millones de euros.
-
9,2 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 correspondiente al valor razonable de derivados
sobre commodities contratados por filiales del Grupo en Estados Unidos para el suministro de energía
que les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de
energía generada. Estos contratos se valoran a mercado.
12. Existencias
La composición de las existencias del Grupo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:
2023
2022
Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales
194
163
Anticipos entregados
19
18
Provisiones
(38)
(33)
Total existencias
175
148
El epígrafe “Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales” incluye, fundamentalmente,
los repuestos para el mantenimiento de las diversas instalaciones del Grupo.
El Grupo realiza correcciones valorativas por deterioro si existen dudas razonables sobre la recuperación total
o parcial de estos activos y cuyo movimiento se ha registrado en el epígrafe “Dotación a la amortización y
variación de provisiones” de la cuenta de resultados consolidada (véase nota 25). Durante el ejercicio se han
realizado dotaciones por correcciones valorativas de 5 millones de euros (6 millones de euros en el ejercicio
2022).
61
13. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar
La composición del saldo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:
.
2023
2022
Clientes por ventas y prestaciones de servicios
731
437
Deudores, empresas del Grupo (Nota 32)
105
101
Deudores, empresas asociadas (Nota 32)
17
32
Deudores varios
25
15
Derivados (Nota 19)
14
59
Provisiones
(24)
(13)
Total saldo deudores comerciales y otras cuentas a
cobrar
868
631
Anticipos de clientes
(3)
(3)
Total saldo neto a 31 de diciembre
865
628
.
El importe registrado en el epígrafe “Clientes por ventas y prestaciones de servicios” corresponde
fundamentalmente a los saldos adeudados como consecuencia de la venta de energía generada en España y
en el extranjero.
El Grupo tiene factorizados sin recurso al cierre del ejercicio 2023 un importe de 137 millones de euros (250
millones de euros al cierre del ejercicio 2022). El Grupo suscribe estos contratos con determinadas entidades
financieras vendiendo derechos de crédito del Grupo en determinados contratos comerciales.
El epígrafe “Deudores, empresas del Grupo” recoge fundamentalmente los créditos generados con Acciona,
S.A. por importe de 86 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (78 millones de euros a 31 de diciembre
de 2022) como consecuencia de formar parte del Grupo fiscal de Impuesto sobre Sociedades del que es
cabecera Acciona, S.A. para aquellas sociedades nacionales pertenecientes al Grupo Corporación Acciona
Energías Renovables a las que les es aplicable la normativa vigente.
El detalle de la antigüedad del epígrafe de clientes se muestra a continuación:
2023
2022
Fecha factura hasta 3 meses
701
419
Fecha factura entre 3 y 6 meses
6
6
Fecha factura superior a 6 meses
24
12
Total
731
437
Facturas vencidas a más de 3 meses no
provisionadas
6
7
Asimismo, el movimiento de la provisión por pérdidas de valor de las cuentas a cobrar al 31 de diciembre de
2023 y 2022 es el siguiente:
2023
2022
Saldo inicial
(13)
(10)
Aumento de provisión por deterioro de valor de cuentas
a cobrar
(11)
(3)
Saldo final
(24)
(13)
.
62
El Grupo reconoce pérdidas crediticias esperadas durante toda la vida del activo, para aquellas cuentas
comerciales que no tienen un componente de financiación significativo, utilizando un enfoque simplificado
basado en la experiencia histórica de pérdidas crediticias de las cuentas por cobrar comerciales y ajustadas
según corresponda para reflejar las condiciones económicas actuales y las estimaciones de las condiciones
futuras. Este enfoque simplificado divide las cuentas por cobrar comerciales en diferentes segmentos de
clientes con el fin de reflejar los diferentes patrones de pérdidas para cada segmento y permite al Grupo
reconocer las pérdidas esperadas durante toda la vida de estos activos sin la necesidad de identificar aumentos
significativos en el riesgo crediticio.
14. Efectivo y otros activos líquidos
La composición del saldo a 31 de diciembre de 2023 y 2022 es la siguiente:
2023
2022
Tesorería
667
591
Depósitos y otros
69
21
Total tesorería y equivalentes
736
612
Este epígrafe incluye principalmente la tesorería del Grupo, así como depósitos bancarios e imposiciones sin
riesgo con un vencimiento inicial no superior a tres meses.
No existen restricciones de disponibilidad sobre los saldos de tesorería y equivalentes adicionales al
comentado en el párrafo anterior.
Durante los ejercicios 2023 y 2022, los saldos de tesorería y otros activos líquidos equivalentes se han
remunerado a tipos de interés de mercado.
15. Patrimonio neto
a) Capital social suscrito y autorizado
El capital de la Sociedad se encuentra representado por 329.250.589 acciones de un euro de valor nominal
cada una, totalmente suscritas y desembolsadas.
A 31 de diciembre de 2023 el accionista mayoritario de la Sociedad Dominante es Acciona, S.A. Tal y como se
comenta en la Nota 1, con fecha 1 de julio de 2021 una parte de las acciones de la Sociedad Dominante fue
admitida a cotización en el Sistema de Interconexión Bursátil Español (SIBE - Bolsas de Madrid, Barcelona,
Valencia y Bilbao). A la fecha de formulación de estos estados financieros consolidados, el accionista
mayoritario, poseedor del 83,27% de las acciones de la Sociedad Dominante del Grupo Corporación Acciona
Energías Renovables, es Acciona, S.A. El resto de la participación cotiza libremente en bolsa.
No existen saldos y transacciones mantenidos con el accionista mayoritario distintos de los detallados en la
nota 32.
b) Ganancias acumuladas
El saldo de la cuenta "Prima de emisión", que a 31 de diciembre de 2023 y 2022 asciende a 2.599.689 miles
de euros, se ha originado como consecuencia de los aumentos de capital social llevados a cabo con prima de
63
emisión en diversas fechas. El art. 296 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital permite
expresamente la utilización del saldo de la prima de emisión para ampliar el capital y no establece restricción
específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo. El desglose de la prima de emisión, reservas y
diferencias de conversión que figuran en el estado de cambios de patrimonio neto se expone a continuación:
2023
2022
Prima de emisión
2.600
2.600
Reserva legal
66
66
Reservas voluntarias
1.763
1.433
Reservas sociedades. consolidadas integración global o proporcional
710
551
Reservas sociedades puestas en equivalencia
(46)
44
Subtotal Reservas
5.093
4.694
Diferencias de conversión
(27)
92
Total Reservas
5.066
4.786
Con fecha 22 de marzo de 2021, Acciona, S.A., accionista mayoritario de Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A., aprobó la aportación de socios mediante la cual se procedió a la capitalización de 1.859
millones de euros de la deuda financiera mantenida con empresas del Grupo Acciona a esa fecha y en
particular de la mantenida con Acciona Financiación Filiales, S.A., a través de una aportación no dineraria de
los derechos de crédito con esta filial realizada por el accionista de la Sociedad (Acciona, S.A.). Previamente,
Acciona Financiación Filiales, S.A. transmitió a Acciona, S.A. esos derechos de crédito a través de un contrato
de compraventa celebrado en esa misma fecha.
c) Acciones propias
El movimiento de las acciones propias durante los ejercicios 2023 y 2022 ha sido el siguiente:
2023
2022
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Saldo inicial
130.951
4
53.937
2
Altas
3.057.275
100
3.785.996
137
Bajas
(3.058.344)
(100)
(3.708.982)
(135)
Movimientos contrato de liquidez
(1.069)
--
77.014
2
Resto de altas
2.512.865
65
Resto de bajas
Resto de movimientos
2.512.865
65
--
--
Saldo final
2.642.747
69
130.951
4
El 18 de octubre de 2021, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. suscribió un contrato de liquidez con
Bestinver Sociedad de Valores, S.A. para la gestión de su autocartera en los términos previstos por la Circular
1/2017 de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) a los efectos de su aceptación como práctica
de mercado. Las operaciones sobre acciones de la sociedad que realiza Bestinver en el marco de este contrato
lo son en las bolsas de valores españolas y la finalidad perseguida es favorecer la liquidez de las transacciones,
así como la regularidad en la cotización.
En el ejercicio 2023 destaca en primer lugar la operación de compra en bloque, por la que se adquirió un
paquete total de 100.000 acciones propias de la Sociedad como autocartera directa, representativas de un
0,03% del capital social a un precio de 33,80 euros por acción.
64
El Consejo de Administración aprobó el pasado 27 de agosto de 2023 el establecimiento de un programa
temporal de recompra de acciones propias, de conformidad con la autorización conferida por la Junta General
de Accionistas celebrada el 26 de mayo de 2021 (el “Programa de Recompra”) y al amparo de lo previsto en
los artículos 2.2 y 2.3 del Reglamento Delegado (UE) 2016/1052 de la Comisión, de 8 de marzo de 2016, por
el que se completa el Reglamento (UE) nº 596/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre abuso de
mercado, y por tanto suspendió temporalmente el contrato de liquidez. En el marco de este Programa de
Recompra, en el ejercicio 2023 la Sociedad ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias acciones. El
Programa de Recompra finalizó el 27 de febrero de 2024. Estas operaciones aparecen en el movimiento como
resto de movimientos.
El Programa de Recompra de acciones propias afectará a un máximo de 4.938.759 acciones, representativas
del 1,5%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad y su importe monetario máximo asciende a 173
millones de euros. La finalidad principal del Programa de Recompra es la de reducir capital mediante la
amortización de hasta un máximo de 4.488.759 acciones, representativas del 1,36%, aproximadamente, del
capital social de la Sociedad, previo acuerdo de la Junta General de Accionistas. El Programa de Recompra
también tiene como finalidad dotar una bolsa de hasta un máximo de 450.000 acciones, representativas del
0,14%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad, para cumplir las obligaciones que puedan derivarse
de los Planes de Entrega de Acciones a consejeros ejecutivos, directivos y empleados del Grupo.
Durante el ejercicio 2023, el resultado negativo registrado en reservas y procedente de las operaciones con
acciones propias realizadas al amparo del contrato de liquidez ha ascendido a 0,1 millones de euros (0,3
millones de euros de resultado positivo en el ejercicio 2022).
d) Reservas en sociedades consolidadas y diferencias de conversión
El detalle de las reservas de consolidación aportadas por sociedades dependientes, negocios conjuntos y
sociedades asociadas y diferencias de conversión por grupos de aportación a 31 de diciembre de 2023 y 2022
es el siguiente:
2023
2022
Reservas
consolidadas
Diferencias de
conversión
Reservas
consolidadas
Diferencias de
conversión
Corporación Acciona Energías Renovables, S.L.U.
704
18
1.052
59
Subgrupo Acciona Energía
181
(54)
437
(2)
Subgrupo Ceólica Hispania (*)
(256)
(1)
(483)
(1)
Subgrupo Alabe Sociedad de Cogeneración
138
86
Subgrupo Ineuropa de Cogeneración
(27)
(27)
Subgrupo Acciona Saltos de Agua
(66)
(112)
Corporación Acciona Eólica, S.L.U.
8
(205)
Corporación Acciona Hidráulica, S.L.U.
10
(118)
Acciona Eólica de Galicia, S.A.U.
11
(4)
KW Tarifa, S.A.U.
3
(10)
Acciona Energía Financiación Filiales, S.A.
(43)
10
(21)
36
Otros
1
0
Total
664
(27)
595
92
(*) Anteriormente Grupo Ceatesalas
Ninguna de las sociedades participadas directa o indirectamente por la Sociedad Dominante tiene admitidas
a cotización sus acciones y/o participaciones.
65
e) Ajustes en patrimonio por valoración
◾
Cobertura de los flujos de efectivo
Este apartado, incluido dentro del epígrafe “Ganancias acumuladas” del balance de situación consolidado,
recoge el importe neto de impacto fiscal de las variaciones de valor de los derivados financieros designados
como instrumentos de cobertura de flujo de efectivo (Véase nota 19).
El movimiento del saldo de este epígrafe a lo largo de los ejercicios 2023 y 2022 se presenta a continuación:
2023
2022
Saldo a 1 de enero
161
4
Incrementos de valor en el ejercicio
276
247
Decrementos de valor en el ejercicio
(274)
(34)
Traspaso a resultados del ejercicio
(131)
(55)
Variación de perímetro
(1)
Saldo a 31 de diciembre
32
161
Los principales incrementos y decrementos del ejercicio se han producido como consecuencia de las
variaciones en las valoraciones de derivados de compra y de venta de energía designados como cobertura
contable debido al incremento del precio de la energía (véase nota 19).
f) Intereses minoritarios
El saldo incluido en este capítulo del balance de situación consolidado adjunto recoge el valor de la
participación de los accionistas minoritarios en las sociedades dependientes. Asimismo, en la cuenta de
pérdidas y ganancias consolidada adjunta se presenta la participación de dichos accionistas minoritarios en los
resultados del ejercicio.
El movimiento habido en los ejercicios 2023 y 2022, en millones de euros, es el siguiente:
Sociedad
Saldo a 31.12.22
Resultado
ejercicio 2023
Variaciones de
perímetro y
aportaciones
Diferencias de
conversión y
otros
Saldo a 31.12.23
Energías Renovables Mediterraneas, S.A.
12
118
(25)
105
Compañía Eólica Granadina, S.A.
6
(4)
2
Eólica de Villanueva, S.L.
1
1
Eólica de Zorraquín, S.L.
2
2
Grupo Acciona Energía Internacional
374
29
(29)
374
Otros
8
2
(5)
5
Total Intereses Minoritarios
391
43
118
(63)
489
Sociedad
Saldo a 31.12.21
Resultado
ejercicio 2022
Variaciones de
perímetro y
aportaciones
Diferencias de
conversión y
otros
Saldo a 31.12.22
Compañía Eólica Granadina, S.A.
5
3
(2)
6
Eólica de Villanueva, S.L.
1
1
(1)
1
Eólica de Zorraquín, S.L.
1
1
2
Grupo Acciona Energía Internacional
366
30
(22)
374
Otros
6
1
3
(2)
8
Total Intereses Minoritarios
379
36
3
(27)
391
66
A 31 de diciembre de 2023, el importe registrado en la partida de Otros Conceptos recoge una disminución en
los intereses minoritarios por los dividendos distribuidos y otras devoluciones de aportaciones a socios
minoritarios de 59 millones de euros, así como las variaciones por cambios de valor de los derivados
financieros y las diferencias de conversión.
La composición del saldo del ejercicio a 31 de diciembre de 2023 y 31 de diciembre de 2022, por conceptos,
referidos a este epígrafe del balance de situación consolidado adjunto es, en millones de euros, el siguiente:
2023
2022
Sociedad
Capital y
Reservas
Resultado
Total
Capital y
Reservas
Resultado
Total
Grupo Acciona Energía Internacional
345
29
374
344
30
374
Energías Renovables Mediterraneas,
S.A.
93
12
105
Compañía Eólica Granadina, S.A.
2
2
3
3
6
Eólica de Villanueva, S.L.
1
1
1
1
Eólica de Zorraquín, S.L.
2
2
1
1
2
Otros
3
2
5
7
1
8
Total Intereses Minoritarios
446
43
489
355
36
391
A continuación, se muestra la información financiera resumida de aquellos subgrupos que representan una
fracción significativa de los activos, pasivos y operaciones del Grupo, en relación con los cuales, existen
participaciones no dominantes:
31.12.2023
Subgrupo Acciona Energía
Internacional
% Minoritarios
25,00%
ACTIVO
Activo no corriente
2.165
Activos corrientes
282
Total Activo
2.447
PASIVO
Patrimonio Neto
1.028
Patrimonio Neto Atribuido
870
Intereses minoritarios
158
Pasivos no corrientes
1.238
Pasivos corrientes
181
Total Pasivo
2.447
RESULTADO
Cifra de negocios
479
Bº de explotación
211
Rdo. antes de impuestos
131
Rdo. después de impuestos
86
Rdo. atribuido a intereses minoritarios
(10)
Rdo. atribuido a la sociedad dominante
76
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
Cash-flow de actividades de explotación
172
Cash-flow de actividades de inversión
(2)
Cash-flow de actividades de financiación
(181)
67
31.12.2022
Subgrupo Acciona Energía
Internacional
% Minoritarios
25,00%
ACTIVO
Activo no corriente
2.384
Activos corrientes
306
Total Activo
2.690
PASIVO
Patrimonio Neto
998
Patrimonio Neto Atribuido
831
Intereses minoritarios
167
Pasivos no corrientes
1.464
Pasivos corrientes
228
Total Pasivo
2.690
RESULTADO
Cifra de negocios
510
Bº de explotación
209
Rdo. antes de impuestos
153
Rdo. después de impuestos
98
Rdo. atribuido a intereses minoritarios
(7)
Rdo. atribuido a la sociedad dominante
91
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
Cash-flow de actividades de explotación
267
Cash-flow de actividades de inversión
(49)
Cash-flow de actividades de financiación
(185)
.
g) Gestión de capital
Los objetivos del Grupo en la gestión del capital son salvaguardar la capacidad de continuar como una empresa
en funcionamiento, de modo que pueda seguir dando rendimientos a los accionistas y beneficiar a otros
grupos de interés, además de mantener una estructura financiero-patrimonial óptima para reducir el coste de
capital. Esta política permite compatibilizar la creación de valor para los accionistas con el acceso a los
mercados financieros a un coste competitivo para cubrir las necesidades tanto de refinanciación de deuda
como de financiación del plan de inversiones no cubiertas por la generación de fondos del negocio.
Con el objeto de mantener y ajustar la estructura de capital, el Grupo puede ajustar el importe de los
dividendos a pagar a los accionistas, puede devolver capital, emitir participaciones o vender activos para
reducir el endeudamiento.
Consistentemente con otros grupos en los sectores donde opera el Grupo, la estructura de capital se controla
en base a la ratio de apalancamiento. Esta ratio se calcula como el cociente resultante de dividir la deuda neta
entre el patrimonio neto. La deuda neta se determina como la suma de las deudas financieras a corto y a largo
plazo, excluyendo las correspondientes a activos mantenidos para la venta, menos las inversiones financieras
temporales y efectivo y otros medios líquidos equivalentes.
68
El nivel de apalancamiento obtenido a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se muestra a continuación:
31.12.2023
31.12.2022
Deuda financiera neta:
3.726
2.021
1.510
403
2.325
1.361
495
388
103
58
165
607
19
16
(891)
(812)
Patrimonio neto:
6.356
6.261
5.867
5.870
489
391
Apalancamiento
0,59
0,32
.
h) Restricción a la disposición de fondos de las filiales
Ciertas sociedades del Grupo cuentan con cláusulas incluidas en sus contratos financieros cuyo cumplimiento
es requisito para efectuar distribuciones de resultados a sus accionistas o socios.
16. Provisiones y litigios
a) Provisiones no corrientes
El movimiento del epígrafe “Provisiones no corrientes” del pasivo del balance de situación consolidado,
desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es el siguiente:
Provisión para
pensiones y
obligaciones
similares
Provisiones para
riesgos y gastos
Provisión
responsabilidades
Total
Saldo a 31.12.21
4
170
2
176
Altas y dotaciones
2
7
9
Bajas
(2)
(2)
Traspasos
1
(1)
-
Otras variaciones
(22)
(22)
Saldo a 31.12.22
5
154
2
161
Altas y dotaciones
1
10
11
Bajas
-
Traspasos
-
Otras variaciones
22
22
Saldo a 31.12.23
6
186
2
194
Estas provisiones cubren, según la mejor estimación de los Administradores de la Sociedad Dominante, los
pasivos que pudieran derivarse de los diversos litigios, recursos, contenciosos y obligaciones pendientes de
resolución al cierre del ejercicio.
69
Provisiones para pensiones y obligaciones similares
a)
Dentro del epígrafe del balance de situación consolidado adjunto, el Grupo recoge las provisiones para
pensiones y obligaciones similares surgidas fundamentalmente como consecuencia de:
-
La adquisición de activos y/o sociedades al Grupo Endesa realizada en el ejercicio 2009, que incorporó
un plan de pensiones de prestación definida con crecimiento salarial acotado con el IPC. El colectivo
considerado en la valoración es de 79 personas (79 personas en el ejercicio 2022), de los cuales 34
trabajadores se encuentran ya prejubilados o jubilados (34 empleados al cierre del ejercicio 2022). No
todas estas personas tienen las mismas situaciones y compromisos.
Las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para los compromisos de prestación definida
no asegurados han sido las siguientes a 31 de diciembre de 2023 y 2022:
2023
2022
Tipo de interés
3,39%
3,74%
Tablas de mortalidad
PERM / F2020
PERM / F2020
Rendimiento esperado de activos
3,39%
3,74%
Revisión salarial
1,50%
1,50%
A continuación, se presenta la información sobre la variación en los pasivos actuariales para los
compromisos de prestación definida en millones de euros a 31 de diciembre de 2023 y 2022:
2023
2022
Pasivo actuarial inicial
1
3
Pérdidas y ganancias actuariales
--
(2)
Pasivo actuarial final
1
1
A continuación, se presenta la información sobre la variación en los activos actuariales para los
compromisos de prestación definida en millones de euros a 31 de diciembre de 2023 y 2022:
2023
2022
Activo actuarial inicial
1
2
Pérdidas y ganancias actuariales
-
(1)
Activo actuarial final
1
1
-
Adicionalmente, a finales del ejercicio 2021 y tras la subrogación de personal realizada como
consecuencia de las actualizaciones normativas acaecidas en México, una filial del Grupo en el país ha
asumido la obligación de un plan de jubilación que no se encuentra externalizado. El colectivo
considerado en la valoración es de 88 empleados (59 empleados en el ejercicio 2022).
Las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para los mencionados compromisos de
prestación definida no asegurados han sido las siguientes a 31 de diciembre de 2023:
2023
2022
Tipo de interés
9,85%
9,75%
Tablas de mortalidad
EMSSA-09
EMSSA-09
Revisión salarial
5,00%
6,00%
70
A continuación, se presenta la información sobre la variación en los pasivos actuariales para los
compromisos de prestación definida en millones de euros a 31 de diciembre de 2023:
2023
2022
Pasivo actuarial inicial
2
--
Coste devengado en el ejercicio
2
Pasivo actuarial final
2
2
en su totalidad con compromisos de prestación definida localizados en España y México.
pensiones de prestación definida ascienden al cierre del ejercicio 2023 a 0,4 millones de euros (2 millones
de euros en 2022), correspondientes al coste devengado en el ejercicio, así como al rendimiento y coste
financiero de los activos y pasivos asociados a estos beneficios al personal.
b)
Adicionalmente, existen obligaciones de prestación de determinados beneficios sociales a los empleados
durante el periodo de jubilación, principalmente relacionados con el suministro eléctrico (que afecta a
determinados trabajadores con 10 años o más de antigüedad reconocida para el colectivo considerado en
el plan en España), así como con una prima de antigüedad y otros conceptos incluidos en el contrato
colectivo de trabajo de la filial mexicana. Estas obligaciones no se han externalizado y se encuentran
cubiertas con la correspondiente provisión interna cuyo importe global por estos conceptos asciende a
3,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 (1,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2022).
millones de euros en el ejercicio 2023 (0,8 millones de euros de beneficio en el ejercicio 2022).
Estos pasivos corresponden en su totalidad a expedientes firmados por sociedades del Grupo en España y
México.
Provisiones para riesgos y gastos
La naturaleza e importe de las principales provisiones provienen de los importes estimados en relación con los
compromisos adquiridos de garantías por las instalaciones y maquinaria vendida, principalmente
aerogeneradores registrada como “Provisión para responsabilidades” y por desmantelamiento en los parques
operativos en la medida que sea exigible por la normativa aplicable registrada como “Provisión para riesgos y
gastos”.
Respecto de la provisión por desmantelamiento, esta se corresponde con la mejor estimación por parte de los
Administradores en relación con los compromisos adquiridos por el desmantelamiento de instalaciones de
generación eléctrica en proyectos internacionales en los que opera el Grupo, al haber concluido éste, tras el
análisis de las particularidades de estos contratos, que existe una obligación de desmantelar las citadas
instalaciones. Estas provisiones se registran inicialmente con cargo al epígrafe de “Inmovilizado material” y,
por tanto, en su registro inicial, no tiene impacto en la cuenta de pérdidas y ganancias. A 31 de diciembre de
2023, se presenta un saldo por este concepto de 186 millones de euros (153 millones a 31 de diciembre de
2022).
71
Según se describe en la nota 3.2.I, esta provisión se estima por el valor actual estimado de las obligaciones de
desmantelamiento y restauración de esos activos a lo largo del periodo en el que se devenga. Las tasas de
descuento y las tasas de inflación aplicadas para el cálculo de este valor actual en los países más relevantes
son las siguientes:
Tasa
descuento
Tasa inflación
USA
4,17 - 4,38%
2,6%
México
4,18%
2,5%
Canadá
4,40%
2,2%
Italia
3,90%
2,0%
Polonia
5,22%
2,7%
Portugal
2,79 - 3,15%
2,0%
India
8,00%
6,0%
.
Estas provisiones cubren, según la mejor estimación de los Administradores de la Sociedad Dominante, los
pasivos que pudieran derivarse de los diversos litigios, recursos, contenciosos y obligaciones pendientes de
resolución al cierre del ejercicio. Con respecto a los mismos es complicado predecir cómo evolucionarán, no
obstante, se estima que no se producirán salidas de beneficios económicos a corto plazo por la situación
procesal en la que se encuentran.
Para el registro de estas provisiones se han utilizado las mejores estimaciones sobre los riesgos e
incertidumbres que, inevitablemente, rodean a la mayoría de los sucesos y circunstancias que afectan a las
mismas.
La Dirección del Grupo estima que no se producirán pasivos adicionales no provisionados en los estados
financieros a 31 de diciembre de 2023 y 2022.
b) Provisiones corrientes
El movimiento del epígrafe “Provisiones corrientes” del pasivo del balance de situación consolidado,
desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2023 y 2022, es el siguiente:
Otras
provisiones
Total
Saldo a 31.12.21
2
2
Altas y dotaciones
2
2
Saldo a 31.12.22
4
4
Altas y dotaciones
4
4
Bajas
(3)
(3)
Saldo a 31.12.23
5
5
Adicionalmente a lo comentado en los puntos anteriores, el Grupo mantiene provisiones que cubren, según
la mejor estimación de los Administradores de la Sociedad Dominante, los pasivos que pudieran derivarse de
los diversos litigios, recursos, contenciosos y obligaciones pendientes de resolución al cierre del ejercicio.
Litigios
La sociedad polaca Golice Wind Farm Sp. z.o.o. se encuentra a la fecha de preparación de estas cuentas anuales
consolidadas en disputa con su cliente principal (ENEA) sobre la rescisión unilateral practicada por este último
72
del CPA (acuerdo bilateral de compraventa de certificados de emisión derivados de la producción de energía
a partir de recursos renovables) firmado entre las partes. En agosto de 2020, la jueza de primera instancia de
Poznan ha dictado sentencia en la que se admiten íntegramente los argumentos de la demandante respecto
a la terminación sin determinar cuantificación de los daños causados y, adicionalmente, condena a ENEA a
pagar las facturas impagadas de 2017 y 2018, junto con sus intereses. Se presentó ampliación de la demanda
reclamando los daños causados hasta octubre 2020, habiéndose estimado la cuantificación de daños causados
hasta esa fecha en 53,3 millones de zlotys (aprox. 11,6 millones de euros), intereses de demora incluidos. El
21 de febrero de 2022 el tribunal de apelación ha confirmado la sentencia reconociendo que la declaración de
terminación del CPA por parte de ENEA fue indebida y sin efecto y dejando pendiente de determinación el
importe definitivo de los daños con los que ENEA deberá indemnizar a Golice. Contra esta sentencia, ENEA
interpuso recurso de casación ante el Tribunal Supremo (y GWF presentó la consiguiente contestación contra
dicho recurso). A la fecha de formulación de las presentes cuentas anuales consolidadas, está pendiente de
que el Tribunal Supremo se pronuncie sobre su admisión.
17. Deuda financiera
a)
Deudas con entidades de crédito:
El desglose de las deudas con entidades de crédito sin recurso y con recurso, entendiendo sin recurso aquella
deuda sin garantías corporativas, cuyo recurso se limita a los flujos y activos del deudor, a 31 de diciembre de
2023 y 2022, en millones de euros, es el siguiente:
2023
2022
Concepto
No corriente
Corriente
No corriente
Corriente
Deuda con entidades de crédito sin recurso:
303
70
311
45
Financiación de proyectos
280
61
279
35
Otras deudas asociadas a proyectos
23
8
31
9
Hipotecarios para financiación de inmovilizado
1
1
1
Deuda con entidades de crédito con recurso:
1.207
33
92
13
Otras deudas con recurso asociadas a proyectos
1.207
33
92
13
Total deudas con entidades de crédito
1.510
103
403
58
Durante los ejercicios 2023 y 2022, los préstamos y créditos del Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables devengaron intereses referenciados en su mayor parte al Euribor para aquellas financiaciones en
euros, aunque también una parte de la deuda tiene como referencia otros índices como son el Term SOFR y
SOFR para deudas en dólares de los Estados Unidos, el WIBOR para la financiación en Zlotys polacos y el JIBAR
para la financiación en rands sudafricanos, como índices más relevantes fuera de la Zona Euro. Una parte
importante de la deuda del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se encuentra cubierta mediante
derivados financieros que tienen como objeto reducir la volatilidad de los tipos de interés que paga el Grupo.
El Grupo, a través de sociedades dependientes o asociadas, realiza inversiones en infraestructuras de energía
cuya financiación está realizada mediante la figura del “Project Finance” o financiación aplicada a proyectos.
Estas estructuras de financiación se aplican a proyectos que son capaces por sí mismos de dar suficiente
respaldo a las entidades financieras prestamistas en cuanto al reembolso de las deudas contraídas para
llevarlos a cabo. Así, cada uno de ellos se desarrolla normalmente a través de sociedades de propósito
específico en las que los activos del proyecto se financian por una parte mediante una aportación de fondos
de los promotores, que está limitada a una cantidad determinada, y por otra, generalmente de mayor
volumen, mediante fondos ajenos en forma de deuda a largo plazo. El servicio de deuda de estos créditos o
73
préstamos está respaldado fundamentalmente por los flujos de caja que el propio proyecto genere en el
futuro, así como por garantías reales sobre los activos del proyecto.
En el ejercicio 2023 el epígrafe “Financiación de proyectos” corrientes y no corrientes presenta un aumento
neto de 26 millones de euros que se corresponde principalmente con los incrementos derivados de la
integración de Renomar (97 millones). En esta partida se incluyen igualmente las amortizaciones programadas
de este tipo de préstamos, así como el efecto positivo de las diferencias de conversión del período,
fundamentalmente las que proceden de los proyectos cuya moneda es el dólar estadounidense.
No obstante, la principal fuente de financiación del grupo es la deuda con recurso. En este sentido, durante el
ejercicio se han realizado varias operaciones de financiación bancaria con recurso, siendo la más relevante
una línea de crédito sindicada a tres años y 750 millones de euros de límite, concedida a la filial Acciona Energía
Financiación Filiales, S.A. por 29 entidades financieras nacionales e internacionales. Esta línea contempla un
descuento en el tipo de interés aplicable de 5 puntos básicos en función del cumplimiento de unos objetivos
sostenibles de impacto local, además de ser “verde” por el uso de fondos. En términos de liquidez, esta
operación de financiación dota de mayor flexibilidad a la actividad del Grupo puesto que la línea de crédito
permite la disposición de cantidades amortizadas durante el periodo de disposición (línea de crédito revólver).
La principal variación de la deuda con recurso contemplada en el epígrafe Otros préstamos y créditos bancarios
en el ejercicio 2023 se corresponde con el incremento neto de 1.135 millones de euros que viene motivado
por disposiciones en líneas de crédito, el desembolso de nuevas operaciones contratadas durante el ejercicio
y las disposiciones de financiaciones concedidas a finales del ejercicio anterior (diciembre 2022): el crédito
sindicado concedido a Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty. Ltd. por importe de 400 millones de
dólares australianos y el préstamo con cobertura de CESCE concedido a la filial MacIntyre Wind Farm Pty Ltd
por importe superior a 1.000 millones de dólares australianos. Este último préstamo fue novado en diciembre
de 2023 para reflejar el cambio de acreditada, siendo la nueva acreditada Acciona Energía Financiación Filiales
Australia Pty. Ltd. Todos estos contratos están remunerados a tipos de interés de mercado.
El 26 de mayo de 2021, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. suscribió, con un sindicato de bancos,
un contrato de financiación por un importe total de 2.500 millones de euros garantizado por su matriz
Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. La financiación se dividía en tres tramos: el tramo A y B por un
importe máximo de 1.000 millones de euros cada uno y el tramo C por un importe máximo 500 millones de
euros. La finalidad principal de esta operación era dejar preparada la estructura financiera del Grupo
Corporación Acciona Energías Renovables de cara a su salida a bolsa, dotándola de autonomía financiera como
compañía cotizada independiente de la matriz. En este sentido, cabe destacar que los tramos A y B han sido
amortizados anticipadamente, quedando únicamente vigente el tramo C, línea de crédito revólver de 500
millones de euros de límite. En junio de 2022 y junio de 2023, la totalidad de las entidades acreditantes
acordaron aceptar las solicitudes de extensión del tramo C, siendo su nueva fecha de vencimiento el 26 de
mayo de 2028.
A 31 de diciembre de 2023 las sociedades del Grupo tenían concedida financiación no dispuesta por importe
de 1.888 millones de euros. La Dirección del Grupo considera que el importe de estas líneas y la generación
ordinaria de caja, junto con la realización del activo corriente, cubrirán suficientemente las obligaciones de
pago a corto plazo.
Según se indica en la nota 3.2 f) la adopción de la NIIF 13 requiere un ajuste en las técnicas de valoración que
el Grupo aplica para la obtención del valor razonable de sus derivados para incorporar el ajuste de riesgo de
crédito bilateral con el objetivo de reflejar tanto el riesgo propio como el de la contraparte en el valor
razonable de los derivados.
A 31 de diciembre de 2023 el ajuste de riesgo de crédito ha supuesto una menor valoración de los derivados
por 0,2 millones de euros, que se ha registrado por un lado como una menor deuda con entidades de crédito
74
por importe de 0,2 millones de euros y un menor crédito financiero para las entidades dependientes. El efecto
neto de impuestos y externos que esta modificación ha tenido en el epígrafe ajustes en patrimonio por
valoración de coberturas de flujo de efectivo ha sido positivo por 0,2 millones de euros.
En relación con préstamos concretos, determinadas sociedades participadas mantienen unos compromisos
de cumplimiento de una serie de ratios financieros que deben ser calculados sobre los estados financieros
individuales, al cierre del ejercicio, así como de mantenimiento de determinados saldos en cuentas de
tesorería (véase nota 10).
A 31 de diciembre de 2023 y 2022 ni la Sociedad Dominante ni ninguna de sus filiales significativas se
encuentran en situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier otro tipo de
obligación que pudiera dar lugar a una situación de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros.
Durante los ejercicios 2023 y 2022, no se han producido impagos ni otros incumplimientos de principal, ni de
intereses ni de amortizaciones referentes a deudas con entidades de crédito.
El desglose del valor nominal de la deuda financiera por vencimientos contractuales (excluido el valor de los
instrumentos de cobertura de flujos de efectivo) a 31 de diciembre de 2023 es el siguiente:
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Años
siguientes
Total
85
388
120
82
321
90
542
1.628
.
b)
Obligaciones y bonos
A continuación, se muestra un detalle a 31 de diciembre de 2023 y 2022, del saldo vivo de los valores
representativos de deuda que a dichas fechas habían sido emitidos por la Sociedad o cualquier otra entidad
del Grupo, así como el movimiento experimentado por dicho saldo durante los ejercicios 2023 y 2022:
31.12.23
(Millones de Euros)
Saldo
31.12.2022
Emisiones
Recompras o
Reembolsos
Ajustes por
tipo de
cambio, var
perim y otros
Saldo
31.12.2023
Valores representativos de deuda emitidos en un estado miembro
de la Unión Europea, que han requerido del registro de un folleto
informativo
1.585
2.582
(2.049)
17
2.135
Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un
estado miembro de la Unión Europea (con recurso)
188
(8)
1
181
Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un
estado miembro de la Unión Europea (sin recurso)
195
(15)
(6)
174
Total corriente y no corriente
1.968
2.582
(2.072)
12
2.490
75
31.12.22
(Millones de Euros)
Saldo
31.12.2021
Emisiones
Recompras o
Reembolsos
Ajustes por
tipo de
cambio, var
perim y otros
Saldo
31.12.2022
Valores representativos de deuda emitidos en un estado miembro
de la Unión Europea, que han requerido del registro de un folleto
informativo
1.006
2.879
(2.303)
3
1.585
Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un
estado miembro de la Unión Europea (con recurso)
188
188
Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un
estado miembro de la Unión Europea (sin recurso)
196
0
(14)
13
195
Total corriente y no corriente
1.202
3.067
(2.317)
16
1.968
A 31 de diciembre de 2023, los detalles de las emisiones que componen el saldo de este epígrafe son las
siguientes:
-
Colocación de una emisión de bonos que tuvo lugar el 10 de agosto de 2012 con la calificación
crediticia actual de BBB por Standard & Poors y BBB- por Fitch, realizada por las filiales mexicanas
CE Oaxaca Dos, S. de R.L. de C.V. y CE Oaxaca Cuatro, S. de R.L. de C.V. por un importe de total de
298,7 millones de dólares estadounidenses. El propósito de esta financiación fue el desarrollo,
construcción y operación de sendos proyectos de 102 MW de energía eólica cada uno, siendo el
cliente final la Comisión Federal de Electricidad (CFE). La emisión devenga un interés anual del
7,25%, pagadero semestralmente el 30 de junio y el 31 de diciembre de cada año hasta el 31 de
diciembre de 2031. La amortización de la deuda comenzó el 31 de diciembre de 2012 y continuará
con cancelaciones de deuda semestrales, hasta su total amortización. A 31 de diciembre de 2023
los saldos no corrientes y corrientes pendientes de vencimiento netos de los costes de transacción
y considerando los intereses devengados no pagados ascienden a 160 y 14 millones de euros
respectivamente (180 y 15 millones de euros en el ejercicio 2022)
-
Programa Euro Commercial Paper (ECP) establecido el 20 julio de 2021 y renovado sucesivamente
desde entonces por periodos de 12 meses, siendo la última renovación del 21 de julio de 2023.
Este programa inscrito en Euronext Dublín está suscrito por Acciona Energía Financiación Filiales,
S.A. y cuenta con la garantía de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y su importe
máximo es de 2.000 millones de euros. Los pagarés bajo este programa se emiten a descuento y
pueden tener vencimientos de entre 3 y 364 días. La agencia de calificación Fitch ha otorgado al
programa el rating F3.
A 31 de diciembre de 2023 el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de
125,5 millones de euros netos de los costes de transacción y considerando los intereses
devengados no pagados, registrado en su totalidad en la parte corriente del balance de situación
consolidado.
-
Programa Euro Medium Term Note (EMTN) de Acciona Energía Financiación Filiales, S.A.
establecido el 20 julio de 2021 y renovado por última vez el 21 de julio de 2023. Este programa
cuenta con la garantía de su matriz, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y tiene un
límite de importe de 3.000 millones de euros. Las agencias de calificación crediticia Fitch y DBRS
han otorgado al programa los “ratings” BBB- y BBB (high) respectivamente. El folleto inicial, las
sucesivas renovaciones y suplementos son aprobados por el Banco Central de Irlanda. Los valores
que se emiten bajo este programa pueden estar denominados en euros o en cualquier otra divisa,
76
podrán devengar intereses fijos o variables, tener diferentes fechas de vencimiento de intereses
y principal, emitirse a la par, con prima o bajo par.
El 7 de octubre de 2021 se procedió a la emisión bajo este programa de un bono público verde de
500 millones de euros a 6 años. El cupón anual se fijó en 0,375%. El 26 de enero de 2022 se realizó
la siguiente emisión bajo el mismo programa de un segundo bono público verde de 500 millones
de euros a 10 años. El cupón anual se fijó en 1,375%. En el ejercicio 2023 se han realizado dos
nuevas emisiones bajo este programa. En abril de 2023 se ha procedido a la emisión de un bono
público verde de 500 millones de euros a 7 años con un cupón anual fijado en el 3,75%. En octubre
de 2023 se ha realizado la que hasta la fecha ha sido la última emisión de un nuevo bono de 500
millones de euros a 7,5 años con un cupón anual fijado en el 5,125%.
Hasta la fecha, todas las emisiones realizadas bajo este programa están estructuradas de acuerdo
con el marco de financiación verde del Grupo Acciona vigente en cada momento, estando
plenamente alineadas con la taxonomía de actividades sostenibles y con los requerimientos del
marco de bonos verdes de la Unión Europea.
A 31 de diciembre de 2023 el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de
1.984,9 millones de euros netos de los costes de transacción y registrado en la parte no corriente
del balance de situación consolidado. Los intereses devengados no pagados se encuentran
registrados en la parte corriente del balance de situación consolidado.
-
El 26 de abril de 2022, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. emitió, con garantía de su
matriz Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., la primera colocación privada en el
mercado estadounidense bajo la modalidad USPP, por 200 millones de dólares estadounidenses.
Las notas tienen un plazo de 15 años y un cupón del 4,54%.
A 31 de diciembre de 2023 no existen emisiones convertibles en acciones, ni que otorguen privilegios o
derechos que puedan, ante alguna contingencia, hacerlas convertibles en acciones de la sociedad dominante,
o de alguna de las sociedades del Grupo.
El desglose del valor nominal de estas obligaciones por vencimientos contractuales a 31 de diciembre de 2023
es el siguiente:
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Años
siguientes
Total
140
16
18
520
23
26
1.742
2.485
.
c)
Otra información referente a la deuda
A 31 de diciembre de 2023 el tipo medio efectivo de la deuda considerando deudas con entidades de crédito,
así como la deuda contraída por las obligaciones y bonos se ha situado en el 4,23% (3,62% a 31 de diciembre
de 2022).
Durante el ejercicio 2023, el porcentaje de deuda no sujeta a volatilidad de tipos de interés se ha situado en
un 58,94% (un 87,57% en el ejercicio 2022).
77
A continuación, se presenta la composición de la deuda financiera en moneda diferente a la funcional a 31 de
diciembre de 2023 y 2022 clasificada en función de las principales monedas en las que opera el Grupo
(importes en millones de euros):
Moneda
2023
2022
Dólar estadounidense
500
481
Rands sudafricanos
136
165
Dólar australiano
880
7
Rupia india
31
33
A continuación, se incluye, en millones de euros, una conciliación del valor en libros de la deuda financiera
distinguiendo separadamente los cambios que generan flujos de aquellos que no lo hacen:
Saldo a 31.12.21
2.379
Flujo de entrada de efectivo
2.383
Flujo de salida de efectivo
(2.365)
Variación derivados
(12)
Variación perímetro
9
Diferencias de conversión y otros
35
Saldo a 31.12.22
2.429
Flujo de entrada de efectivo
4.176
Flujo de salida de efectivo
-2.265
Traspasos desde mantenidos venta (nota 22)
(362)
Variación derivados
1
Variación perímetro
117
Diferencias de conversión y otros
6
Saldo a 31.12.23
4.102
.
18. Política de gestión de riesgos
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, por su diversificación geográfica y de negocio, está
expuesto a determinados riesgos financieros que son gestionados adecuadamente mediante un Sistema de
Gestión de Riesgos. Este sistema está diseñado para identificar eventos potenciales que puedan afectar a la
organización, gestionar sus riesgos mediante el establecimiento de unos sistemas de tratamiento y control
interno que permitan mantener la probabilidad e impacto de ocurrencia de dichos eventos dentro de los
niveles de tolerancia establecidos, y proporcionar una seguridad razonable sobre la consecución de los
objetivos estratégicos empresariales.
La presente política tiene como objetivo integrar la gestión de riesgos dentro de la estrategia del Grupo y
establecer el marco y principios del Sistema de Gestión de Riesgos.
Esta política contempla todos los riesgos asociados a las actividades desarrolladas por las líneas de negocio del
Grupo en todas las áreas geográficas en las que desarrolla su actividad.
78
Riesgo de variación de tipo de interés
Las variaciones de los tipos de interés modifican los flujos futuros de los activos y pasivos referenciados a un
tipo de interés variable.
Este riesgo de variación de tipo de interés es especialmente significativo en lo relativo a la financiación de
proyectos de construcción de parques eólicos y otras instalaciones de generación de energías renovables
donde la rentabilidad de los proyectos puede verse afectada por las posibles variaciones del tipo de interés
(véase nota 17). Este riesgo se mitiga realizando operaciones de cobertura mediante la contratación de
derivados (fundamentalmente operaciones de permuta de tipo de interés, Interest Rate Swaps, IRS; véase
nota 19).
En función de las estimaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables respecto de la evolución
de los tipos de interés y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura
que mitiguen estos riesgos. El grado de cobertura sobre la deuda que se alcanza en cada proyecto depende
del tipo de proyecto en cuestión y del país donde se realiza la inversión.
El tipo de interés de referencia de la deuda contratada por las sociedades del Grupo Corporación Acciona
Energías Renovables es fundamentalmente el Euribor para operaciones realizadas en euros, el SOFR para
operaciones realizadas en dólares estadounidenses tanto en Estados Unidos como en otros países
latinoamericanos en los que frecuentemente esta es la moneda en la que se financian, por estar los flujos de
generación del activo nominados igualmente en esa moneda, el BBSY para la financiación realizada en dólares
australianos y el JIBAR para financiación en rands sudafricanos.
Con el objetivo de poder analizar el efecto de una posible variación que los tipos de interés pudieran producir
en las cuentas del Grupo, se ha realizado una simulación suponiendo un aumento y una disminución de los
tipos de interés a 31 de diciembre de 2023 de 50 puntos básicos en la deuda a tipo variable.
Este análisis de sensibilidad ante variaciones al alza o a la baja del 0,50% en los niveles de los tipos variables,
principalmente Euribor y SOFR, provoca una sensibilidad en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del
Grupo Corporación Acciona Energías Renovables derivada del incremento o descenso del resultado financiero
por pago de intereses de 8,4 millones de euros a 31 de diciembre de 2023.
Test de sensibilidad de los derivados y del endeudamiento
Los instrumentos financieros que están expuestos a riesgo de tipo de interés son básicamente las
financiaciones a tipo variable y los instrumentos financieros derivados.
El análisis de sensibilidad a movimientos al alza o a la baja en la curva de tipos de interés a largo plazo en
relación con el valor razonable respecto de los derivados de tipos de interés que forman parte de relaciones
de cobertura de flujo de efectivo registradas en el “Patrimonio neto”, contratadas por el Grupo a 31 de
diciembre de 2023, supone una variación del valor de la deuda por derivados financieros consolidada ante
incrementos de un 1% de la curva de tipos de 25 millones de euros (menor activo neto).
Riesgo de tipo de cambio
El Grupo continúa desarrollando un proceso de creciente internacionalización de sus negocios, lo que supone
una mayor exposición al riesgo de tipo de cambio por operaciones con divisas en los países en los que invierte
y opera.
La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico Financiera del Grupo empleando
criterios de cobertura no especulativos.
79
Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
-
Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas.
-
Cobros referenciados principalmente a la evolución de monedas al margen del euro.
-
Inversiones realizadas en sociedades extranjeras.
En la medida de lo posible se emplean coberturas naturales, contratando la financiación en la misma divisa en
la que el activo está nominado (cobertura natural). Cuando esto no es posible, el Grupo contrata derivados
sobre divisa (fundamentalmente seguros de cambio) para cubrir operaciones que implican flujos de efectivo
en divisa diferente.
Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya
moneda funcional es distinta del euro, están sujetas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la
conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación.
A continuación, se presenta, en millones de euros, la composición de los activos y pasivos corrientes y no
corrientes y del patrimonio neto a 31 de diciembre de 2023 en las principales monedas en las que opera el
Grupo:
Moneda
Activo no
corriente
Activo corriente
Pasivo no
corriente
Pasivo corriente
Patrimonio neto
Sensibilidad-
10%
Dólar americano
5.366
385
3.166
736
1.849
185
Rands sudafricanos
156
61
160
24
33
3
Dólar australiano
1.582
413
1.620
178
197
20
Dólar canadiense
355
16
193
108
70
7
.
Riesgo de crédito
El riesgo de crédito consiste en la probabilidad de que la contrapartida de un contrato incumpla sus
obligaciones, ocasionando una pérdida económica para el Grupo. El Grupo ha adoptado la política de negociar
exclusivamente con terceras partes solventes y obteniendo suficientes garantías, para mitigar el riesgo de
pérdidas financieras en caso de incumplimiento. El Grupo sólo contrata con entidades que se encuentran en
el mismo rango de nivel de inversiones o por encima de éste, y obtiene la información acerca de sus
contrapartidas a través de organismos independientes de valoración de empresas, a través de otras fuentes
públicas de información financiera y a través de la información que saca de sus propias relaciones con los
clientes.
Los efectos a cobrar y las cuentas de clientes consisten en un gran número de clientes distribuidos entre
distintos sectores y áreas geográficas. La evaluación de las relaciones de crédito que se mantienen con los
clientes y la valoración de la solvencia de sus clientes se realiza permanentemente y, allí donde se considera
necesario, se contrata un seguro de garantía de crédito.
El Grupo no tiene una exposición significativa al riesgo de crédito con ninguno de sus clientes o grupo de
clientes con características similares. Asimismo, la concentración del riesgo de crédito tampoco es
significativa.
El riesgo de crédito y de liquidez de instrumentos derivados que tengan un valor razonable positivo está
limitado en el Grupo, ya que tanto las colocaciones de tesorería como la contratación de derivados se realizan
con entidades de elevada solvencia y altas valoraciones de crédito y ninguna contraparte acumula
porcentajes significativos del riesgo total de crédito.
80
Por otra parte, la definición del valor razonable de un pasivo en NIIF 13 basado en el concepto de transferencia
de dicho pasivo a un participante del mercado confirma que el riesgo propio de crédito debe considerarse en
el valor razonable de los pasivos. Por ello el Grupo añade un ajuste de riesgo de crédito bilateral con el
objetivo de reflejar tanto el riesgo propio como de la contraparte en el valor razonable de los derivados.
En este sentido es relevante indicar que, desde agosto de 2021, el Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables cuenta con la calificación de “Investment grade” de dos agencias crediticias (Fitch y DBRS) con
sendas calificaciones BBB- y BBB (high) respectivamente con perspectiva a largo plazo y estable, lo que
muestra la fuerte solvencia con la que cuenta el Grupo para hacer frente a sus obligaciones financieras.
Riesgo de liquidez
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables mantiene una gestión prudente del riesgo de liquidez,
manteniendo el suficiente efectivo y equivalentes.
La responsabilidad última de la gestión del riesgo de liquidez recae sobre la Dirección General Económico
Financiera del Grupo, donde se elabora un marco apropiado para el control de las necesidades de liquidez del
Grupo en el corto, medio y largo plazo. El Grupo gestiona la liquidez manteniendo unas reservas adecuadas,
unos servicios bancarios apropiados y una disponibilidad de créditos y préstamos, por medio de una
monitorización continua de las previsiones y cantidades actuales de flujos de fondos y emparejando éstas con
perfiles de vencimiento de activos y pasivos financieros (véase nota 17).
Por último, cabe destacar que el Grupo en su búsqueda por la diversificación de sus fuentes de financiación,
tiene registrados un programa de European Commercial Paper (ECP) por importe máximo de 2.000 millones
de euros para emitir papel comercial con plazo inferior a un año y un programa Euro Medium Term Note por
importe máximo de 3.000 millones de euros (ver nota 17).
Riesgo económico “vs” desviaciones presupuestarias
El Grupo dispone de un sistema global de control económico y presupuestario para cada negocio, adaptado a
cada actividad, que proporciona la información necesaria a los responsables de negocio y les permite controlar
los riesgos potenciales y adoptar las decisiones de gestión más adecuadas. Periódicamente la información de
gestión económico –financiera generada se contrasta con los datos e indicadores previstos, evaluando las
desviaciones tanto en volumen de negocio como en rentabilidad, cash-flow y otros parámetros relevantes y
fiables, tomando, en su caso, las medidas correctoras pertinentes.
Riesgo de precio y regulación
Una parte significativa de la actividad de generación eléctrica del Grupo en España se encuentra sujeta al
marco regulatorio inicialmente establecido por el RDL9/2013 y la nueva metodología retributiva quedó
establecida en el Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a
partir de fuentes de energía renovab le, cogeneración y residuos. El modelo retributivo establecido trata de
proporcionar unos ingresos predecibles para las plantas acogidas al mismo, y mitiga la exposición de las
mismas a las variaciones de los precios de mercado mediante la revisión de este parámetro retributivo cada 3
años (semiperíodo regulatorio). Asimismo, la regulación prevé la posible revisión de los parámetros que
determinan la retribución futura de las plantas cada 6 años (período regulatorio), cuya modificación podría
afectar a los resultados de las operaciones sujetas a dicha regulación.
El Real Decreto-ley 17/2019 fija y hace extensible la retribución razonable del primer periodo regulatorio para
los dos siguientes (hasta 2032). La fijación de esta rentabilidad objetivo (7,398%) a largo plazo eliminó gran
81
parte de las incertidumbres asociadas a la revisión del resto de parámetros retributivos, ya que garantiza el
retorno para las instalaciones existentes.
Tras las modificaciones regulatorias ocurridas a lo largo el ejercicio 2023, principalmente el RDL 5/2023 de 28
de junio y la orden TED/741/2023 de 30 de junio (ver Anexo V) se prevé que en una parte significativa de los
activos renovables del Grupo ya no percibirán una retribución adicional al precio de mercado, quedando por
tanto expuestos a las variaciones de precio del mercado eléctrico en el semiperiodo regulatorio 2023-2025.
De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 20% se
encuentra sujeta a retribución regulada (35% de la producción del ejercicio 2022), un 59% se encuentra
cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (52% de la producción del ejercicio 2022) y el
resto se retribuye a precio del mercado.
El Grupo trata de reducir esa exposición al riesgo de mercado a través de contratos privados de compra/venta
de energía (PPA) que permiten establecer durante un periodo acordado el precio de venta futuro con terceros
y minorar así esa exposición a posibles cambios de tarifa en el mercado.
De forma global, en lo que se refiere al riesgo de precio en los mercados eléctricos del resto de los países en
los que el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables opera, aproximadamente un 51% de su producción
está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o Hedge), un 17%
bajo una regulación o estructuras de
feed in tariff
La práctica
totalidad de los contratos PPA firmados por el Grupo son contratos que se liquidan mediante entrega física de
energía y se formalizaron o se mantienen con el objetivo de recibir o entregar energía, de acuerdo con las
compras, ventas o requerimientos de utilización en base a la estrategia del Grupo, por lo que no son objeto
de registro (véase nota 3.2.H). Aquellos PPA que no se liquidan mediante entrega física (Hedge) son valorados
por el Grupo a valor razonable con cambios a través de la cuenta de resultados o de patrimonio neto en caso
de aplicarse criterios de cobertura (véase nota 19).
Riesgo de cambio climático y transición energética
Corporación Acciona Energías Renovables promueve la adopción de objetivos globales ambiciosos para la
descarbonización de la economía, de manera que incluye en su modelo de negocio y en el Sistema de Gestión
de Riesgos de la compañía la gestión de los riesgos y oportunidades relacionadas con el cambio climático. Ésta
es trasmitida conforme a la guía de reporte de información climática de la Comisión Europea y las
recomendaciones del Financial Stability Board, a través de su Grupo de Trabajo sobre Divulgación de
Información Financiera Relacionada con el Clima (TCFD, por sus siglas en inglés).
La gobernanza en materia de cambio climático está a cargo de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad del
Consejo de Administración, que desempeña, entre otras, las siguientes funciones:
-
Identificar y orientar las políticas, objetivos, buenas prácticas y programas de cambio climático del
Grupo.
-
Evaluar, monitorizar y revisar los planes de ejecución de las estrategias elaboradas por los ejecutivos
del Grupo.
-
Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestionar el grado de cumplimiento de las
estrategias implementadas.
-
Elevar al Consejo de Administración las políticas, objetivos y programas de cambio climático, así como
el presupuesto estimado para su realización.
82
La gestión de riesgos climáticos se lleva a cabo mediante un procedimiento específico, que identifica, valora,
prioriza y comunica a los órganos ejecutivos del Grupo, los riesgos vinculados al cambio climático que podrían
afectar a sus centros de trabajo. Este proceso permite la elaboración de políticas de actuación a partir de
umbrales de tolerancia apropiados al logro de objetivos del Grupo a diferentes horizontes temporales.
Se ha establecido como corto (1 año), medio (5 años) y largo plazo (10 años) conforme a los análisis de
escenarios y objetivos de reducción de emisiones asumidos por el Grupo.
Para la identificación de riesgos y oportunidades climáticas se emplean diversas herramientas como, por
ejemplo, el modelo digital de cambio climático, el cual monitoriza, para todos los centros de trabajo, las
variables del clima, históricas y proyectadas, en distintos escenarios climáticos y con distintos horizontes
temporales previstos en los últimos informes del IPCC. Este instrumento supervisa las variables de producción
y financieras, generación de emisiones y consumos energéticos e incluye referencias a las políticas climáticas
y a los mercados de carbono de cada región. Se emplean adicionalmente herramientas no integradas en el
modelo digital para la identificación de requisitos legales e igualmente resulta indispensable la experiencia de
los miembros del grupo evaluador de los riesgos de cambio climático.
El proceso de gestión de riesgos se realiza anualmente. Mediante el empleo de las herramientas mencionadas,
se plantea una batería de situaciones de riesgo para todos los centros, grupos de centros y/o actividades del
Grupo (o de su cadena de valor), atendiendo a su localización geográfica, tipo de actividad y vulnerabilidad,
las cuales se caracterizan y cuantifican en base a una serie de indicadores clave.
Los escenarios climáticos más comúnmente utilizados para la identificación de situaciones de riesgo son tanto
los provistos por los últimos informes del IPCC, como los generados en el marco NGFS (por sus siglas en inglés)
propuestos por la “Red de Bancos Centrales y Supervisores para la Ecologización del Sistema Financiero”.
Corporación Acciona Energías Renovables considera prioritariamente para la valoración de sus riesgos
climáticos el escenario NGFS “Current Policies” (para los riesgos físicos) y los escenarios NGFS “Delayed
Transition” o “Divergent Net Zero” (para los riesgos transicionales).
Aquellas situaciones de riesgo climático que presentan mayor probabilidad de ocurrencia y consecuencia
económico-financiera y/o reputacional son consideradas materiales y conllevan la realización de fichas
específicas de tratamiento que informen a los órganos de decisión de la compañía sobre la situación actual y
opciones para gestionar el riesgo (mitigación, adaptación, transferencia o aceptación del riesgo y coste
estimado).
Finalmente, las situaciones de riesgo climático identificadas y analizadas se integran en el Sistema de Gestión
de Riesgos general del Grupo, donde se determina su tolerabilidad, en base a la estructura presentada
anteriormente.
Enmarcada en la estrategia de negocios bajos en carbono, Corporación Acciona Energías Renovables evalúa
anualmente los riesgos y oportunidades climáticas más significativos para la compañía. Durante 2023, los
riesgos climáticos se identificaron junto con su impacto potencial y horizonte temporal, alcance geográfico y
por negocio y acciones iniciadas para su gestión.
Los riesgos físicos por cambios climáticos más significativos identificados son el posible incremento de coste
del capital por un potencial desacoplamiento del desempeño de la compañía en relación a sus objetivos
públicos de descarbonización (en el corto-medio plazo), el descenso de producción hidroeléctrica en España
como consecuencia de variaciones en los regímenes de precipitación estacional (probabilidad de ocurrencia
estimada alta en el medio plazo) y una menor generación eólica en España por variación en los patrones de
viento (en el medio-largo plazo).
83
Ninguno de los riesgos identificados tiene un impacto material en el desempeño financiero del Grupo.
De manera general, puede afirmarse que la estrategia de negocio del Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables es resiliente al cambio climático, con un impacto moderadamente bajo en cuanto a los riesgos y
alto en cuanto a las oportunidades.
En la preparación de las cuentas anuales consolidadas a 31 de diciembre de 2023, el Grupo Acciona Energías
Renovables ha considerado el impacto del cambio climático en las principales hipótesis de sus estimaciones y
juicios contables, sin identificar deterioros de valor en sus activos materiales e intangibles, modificaciones en
la valoración de instrumentos financieros, ni obligaciones adicionales a las ya registradas.
19. Instrumentos financieros derivados
Los instrumentos financieros derivados contratados y vigentes a 31 de diciembre de 2023 y 2022, se
encuentran registrados en el balance de situación consolidado adjunto a su valor de mercado, según el
siguiente detalle:
Millones de euros
31.12.2023
Tipología derivados
Nivel de jerarquía
Activo (notas 10 y 11)
Pasivo (notas 17 y 20)
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
Derivados de tipos de interés
Nivel 2
24
3
Derivados de tipos de cambio
Nivel 2
6
2
Cobertura de energía
Nivel 2
14
86
88
Otros derivados de energía
Nivel 2
34
15
28
Total derivados
20
144
17
119
Millones de euros
31.12.2022
Tipología derivados
Nivel de jerarquía
Activo (notas 10 y 11)
Pasivo (notas 17 y 20)
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
Derivados de tipos de interés
Nivel 2
3
Derivados de tipos de cambio
Nivel 2
8
Cobertura de energía
Nivel 2
59
98
10
95
Otros derivados de energía
Nivel 2
14
15
17
Total derivados
67
112
25
115
Derivados de tipos de interés
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables contrata regularmente derivados de tipos de interés que
designa como instrumentos de cobertura contable. Con dichos instrumentos se busca cubrir la potencial
variación de flujos de efectivo por el pago de intereses asociados a pasivos financieros a largo plazo a tipo fijo
o variable.
84
Los instrumentos financieros derivados de cobertura de tipo de interés contratados y vigentes a 31 de
diciembre de 2023 y 2022 se encuentran registrados en el balance de situación consolidado adjunto a su valor
de mercado, según el siguiente detalle:
2023
2022
Derivados de tipos
de interés
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
Cobertura de flujos de efectivo:
Cobertura de flujos de efectivo:
Interest rate swap
226
(3)
2
2
(3)
4
Cobertura de valor razonable:
Cobertura de valor razonable:
Interest rate swap
500
22
Total
726
(3)
24
2
(3)
--
4
--
balance de situación consolidado.
Dentro de los derivados de tipo de interés, los más utilizados son las permutas financieras (“swaps”) de tipo
de interés y tienen como finalidad fijar o limitar la evolución de los tipos utilizados en las financiaciones
cubiertas. Estos derivados financieros se contratan principalmente para cubrir los flujos de caja de la deuda
contraída en la financiación de parques eólicos, así como el resto de plantas de generación de energías
renovables.
A 31 de diciembre de 2023, el tipo de interés fijo de los derivados financieros referenciados al Euribor varía
entre un 0,46% y un 5,125% (entre un 0,02% y un 4,08% a 31 de diciembre de 2022).
Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes
en la fecha del balance de situación consolidado. En las permutas financieras sobre tipos de interés que están
diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo , el valor razonable de las mismas se difiere y
registra dentro del patrimonio neto.
Los cambios en el valor razonable de estos instrumentos se registran directamente dentro del Patrimonio Neto
(véase nota 15 d). El impuesto anticipado o diferido neto generado por el reconocimiento de estos
instrumentos, que asciende a 0,3 millones de euros deudores a 31 de diciembre de 2023 y 1 millón de euros
de impuesto anticipado neto a 31 de diciembre de 2022, se ha registrado con cargo o abono a cuentas del
patrimonio neto (véase nota 21).
Por otro lado, en las coberturas de valor razonable , la pérdida o ganancia por cobertura del subyacente se
reconoce como un ajuste por cobertura en el balance de situación consolidado, registrándose las variaciones
de valor del subyacente y del instrumento de cobertura en el mismo epígrafe de la cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada.
Los períodos en los que se espera que estas coberturas impacten en la cuenta de resultados, en proporción al
porcentaje de participación, se exponen a continuación:
Liquidaciones futuras
< 1 mes
1 - 3 meses
3 meses - 1 año
1 año - 5 años
+ 5 años
Sociedades grupo
(1)
10
19
Asociadas (*)
1
1
1
(*) En el importe de inversión en asociadas se detalla al porcentaje de participación que ostenta el Grupo y se detalla sin considerar el efecto impositivo.
85
Los métodos y criterios utilizados por el Grupo para determinar el valor razonable de los instrumentos
financieros se describen en la nota 3.2.e) de las presentes cuentas anuales consolidadas.
El valor nocional de los pasivos objeto de cobertura de tipo de interés proviene de:
2023
2022
Sociedades grupo o multigrupo
634
100
Sociedades asociadas (*)
92
147
Total nocionales contratados
726
247
El importe nocional contractual de los contratos formalizados no supone el riesgo asumido por el Grupo, ya
que este importe únicamente responde a la base sobre la que se realizan los cálculos de la liquidación del
derivado. A continuación, se muestra, en proporción al porcentaje de participación, la evolución de los valores
nocionales de los instrumentos financieros contratados en los próximos años:
Evolución de valores nocionales
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Sociedades grupo
609
562
544
537
526
520
Asociadas (*)
86
79
72
66
59
52
Derivados de tipo de cambio
El Grupo utiliza derivados sobre divisas para cubrir operaciones y flujos de efectivo futuros significativos en
distintas monedas. A 31 de diciembre de 2023, las valoraciones a mercado de las coberturas de tipo de cambio
se encuentran registradas como “Valor razonable de derivados financieros” en el pasivo corriente por importe
de 2 millones de euros y en el activo corriente por importe de 6 millones de euros y se corresponden
principalmente con seguros de cambio para cubrir exposiciones a moneda extranjera (8 millones de euros de
activo corriente como “Valor razonable de derivados financieros” a 31 de diciembre de 2022).
Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes
en la fecha del balance de situación. Prácticamente en su totalidad, las operaciones de compra de divisa están
diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo y el valor razonable de las mismas se difiere y
registra, en función de si la partida abierta se encuentra o no registrada, dentro del patrimonio neto o en la
cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio.
86
El detalle de las operaciones vigentes al 31 de diciembre de 2023, es el siguiente, expresado en millones de la
divisa contratada:
2023
Divisa
Último vencimiento
Importe contratado
(en millones de
divisa)
Activo financ. (nota 10)
Compra de divisas
USD
03.01.2023
--
Compra de divisas
AUD
02.01.2024
40
Venta de divisas
USD
21.03.2024
533
(2)
Venta de divisas
AUD
21.03.2024
127
5
Derivados de energía
Las sociedades del Grupo, dentro de sus operaciones, buscan cerrar contratos de venta de energía a largo
plazo de parte o de toda la energía que producen sus instalaciones de forma que se mitiguen parcial o
totalmente los riesgos de oscilación de la venta a precios de mercado. Estos contratos, dependiendo del marco
regulatorio en el que operan las instalaciones, pueden cerrarse con entrega física de energía (los denominados
Power Purchase Agreements o PPA) o a través de derivados financieros en los que el subyacente es el precio
de energía de mercado y se liquidan periódicamente por la diferencia entre este y el precio de ejercicio para
la producción establecida contractualmente.
En este caso, el Grupo registra el valor de mercado del derivado siempre que no se pueda demostrar que se
ha contratado conforme a la estrategia de venta de energía establecida para la instalación y, dependiendo de
las características del contrato y la forma en que se liquida, lo designa como de cobertura o con cambios
registrados a través de la cuenta de pérdidas y ganancias.
El total del valor de los derivados de energía registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2023 y 31 de
diciembre de 2022 es el siguiente en millones de euros:
2023
2022
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
4.035
(131)
134
2.826
(137)
171
(2)
(*) El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos.
Derivados de energía designados como cobertura contable
El Grupo, para eliminar riesgo en las oscilaciones de precio aplicable a la energía generada por sus activos en
España que están expuestos al mismo (véase Nota 18), contrata, en los diferentes mercados a plazo
disponibles actualmente (OMIP, MEFF, EEX, …), coberturas financieras del precio de venta de energía a corto
plazo que se liquidan por diferencias, fundamentalmente forwards y swaps, de acuerdo a su política y a las
expectativas que en cada momento tenga la Alta Dirección del Grupo respecto de la evolución de los precios
de la energía a nivel nacional.
Por otra parte, el Grupo contrata de igual forma derivados de cobertura de compra de energía para cubrir el
riesgo de oscilaciones de precio en los contratos con clientes de comercialización de energía cerrados a precio
fijo. Determinadas filiales del Grupo que se encuentran en Australia, Polonia y Canadá tienen firmados
87
contratos que les permiten fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen
de MWh.
Todos estos contratos se valoran a mercado y los cambios de valor se registran como ajustes por cambios de
valor en el patrimonio neto.
2023
2022
Derivados de energía
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión
en
asociadas
(*)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión
en
asociadas
(*)
Cobertura contable
2.637
(88)
100
2.446
(105)
157
(58)
(*) El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos.
A 31 de diciembre de 2023 el impacto en reservas, en resultados y en minoritarios, neto del impacto fiscal,
asciende a un importe positivo en reservas de 24 millones de euros (150 millones de euros de impacto positivo
a 31 de diciembre de 2022), un importe positivo neto en la cuenta de resultados de 1 millón de euros (4
millones de euros de importe negativo neto a 31 de diciembre de 2022) y un importe negativo de 2 millones
de euros en minoritarios (17 millones de euros de importe negativo a 31 de diciembre de 2022), y todos ellos
con contrapartida en la cuenta de deudores por derivados no financieros por importe de 100 millones de
euros, 86 millones de euros dentro del apartado de “Deudores por operaciones de tráfico a largo plazo” (véase
nota 11) y 14 millones de euros dentro del apartado de “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar”; en
la cuenta de acreedores por derivados no financieros por importe de 88 millones de euros, dentro del apartado
“Acreedores por derivados no financieros” (véase nota 20).
Derivados de energía clasificados a valor razonable con cambios a través de la cuenta de resultados
consolidada
Ciertos contratos de venta de energía a largo plazo con liquidaciones por diferencias contratados en España,
Chile y en Estados Unidos, por sus condiciones de contratación y liquidación, no son susceptibles de ser
tratados como de cobertura y, por tanto, el Grupo los valora al cierre del ejercicio y cualquier cambio en su
valoración se registra en la cuenta de resultados en el epígrafe “Resultado por variaciones de valor de
instrumentos financieros a valor razonable”.
.
2023
2022
Derivados de energía
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Con cambios en resultados
1.398
(43)
34
380
(32)
14
.
La variación en la valoración se ha registrado en el epígrafe “Resultado de variaciones de valor de instrumentos
financieros a valor razonable” de la cuenta de resultados consolidada como coste por un importe de 8 millones
de euros en el ejercicio 2023 (60 millones de euros de coste en el ejercicio 2022).
El resumen de los impactos en el patrimonio neto de las valoraciones de instrumentos derivados a 31 de
diciembre de 2023 es el siguiente:
88
Concepto
2023
Pasivo financiero por cobertura de tipo de interés
3
Activo financiero por cobertura de tipo de interés (nota 9)
(2)
Impacto negativo en patrimonio por cobertura de tipo de interés por sociedades asociadas, neta de impuestos
(2)
Impuesto neto deudor por cobertura de tipo de interés
Otros, principalmente por la participación de Externos en operaciones de cobertura de tipo de interés
(7)
Saldo ajuste por variaciones de valor en operaciones de cobertura de tipo de interés
(8)
Pasivo por contratos de energía
88
Activo por contratos de energía
(99)
Impacto negativo en patrimonio por contratos de energía por sociedades asociadas, neta de impuestos
Impuesto neto deudor por contratos de energía
13
Otros, principalmente por la participación de externos en operaciones de contratos de energía
(4)
Activos financieros netos liquidados diariamente en efectivo
(22)
Saldo ajuste por variaciones valor contratos de energía (neto externos e impuesto)
(24)
Total saldo deudor por ajustes en variación de valor a 31 de diciembre (nota 15)
(32)
.
20. Otros pasivos no corrientes y corrientes
El desglose de este epígrafe del balance de situación es el siguiente, en millones de euros:
.
No corrientes
Corrientes
2023
2022
2023
2022
Subvenciones
92
93
Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios
97
21
Acreedores a largo plazo
111
47
Acreedores por derivados no financieros
116
112
Deudas con empresas del Grupo
52
101
Deudas con empresas asociadas y vinculadas
340
208
Remuneraciones pendientes de pago
45
36
Otros acreedores
33
28
Proveedores de inmovilizado
18
26
812
851
Administraciones públicas (nota 21)
80
76
Saldo final
774
507
1.022
1.092
El movimiento habido en el epígrafe de “Subvenciones” en los ejercicios 2023 y 2022, es el siguiente:
.
Subvenciones
Saldo a 31.12.2021
91
Altas
2
Imputación a resultados (nota 24)
(5)
Otros
5
Saldo a 31.12.2022
93
Imputación a resultados (nota 22)
(7)
Variación de perímetro
8
Otros
(2)
Saldo a 31.12.2023
92
.
Dentro de este epígrafe de “Subvenciones”, la variación más significativa tanto del ejercicio 2023 como del
2022, se debe a la imputación de resultados del ejercicio. El movimiento registrado en el apartado “Variación
de perímetro” en el ejercicio 2023 se corresponde con la compra del porcentaje adicional de la sociedad
Amper Central Solar, S.A., integrada previamente mediante el método de puesta en equivalencia. El epígrafe
89
de “Otros” recoge fundamentalmente las diferencias de cambio derivadas de la apreciación del dólar
estadounidense frente al euro.
Dentro del epígrafe de “Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios” se encuentra registrada la venta
anticipada de los derechos sobre el Investment Tax Credit (ITC, véase Anexo V) de un proyecto de baterías en
Estados Unidos. El importe correspondiente a estos derechos se imputa a la cuenta de resultados durante el
periodo de vida útil del proyecto.
El epígrafe “Acreedores a largo plazo” del pasivo no corriente del balance de situación consolidado recoge,
principalmente, el pasivo acumulado neto derivado del ajuste por desviaciones en los precios de mercado
establecido en la regulación española para los activos de generación renovable y que a 31 de diciembre de
2023 asciende a un importe de 45,8 millones de euros (34,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2022)
(véase Nota 3.2.l).
A 31 de diciembre de 2023 y 31 de diciembre de 2022 el Grupo ha aplicado el criterio alternativo establecido
en el comunicado emitido por CNMV sobre los criterios a aplicar para reflejar en los estados financieros
consolidados el “valor de ajustes por desviaciones de precio del mercado (Vajdm)” a las IT-00657, IT-00658,
IT-00659, IT-00660, IT-00661, IT-00662 e IT-00663.
A efectos de los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2023 y como consecuencia de la caída
en los precios de venta de energía y de la evolución esperada de los precios a futuro, dicho criterio alternativo
sólo se ha aplicado a las IT-00657, IT-00658 y IT-00659 dado que para el resto de las IT ya no se concluye que
sea altamente probable que se alcancen rentabilidades superiores a las garantizadas por el RD 413/2014, por
lo que abandonar el régimen retributivo tendría consecuencias económicas más adversas que permanecer en
el mismo. Para alcanzar tal conclusión no se ha contado con informes de expertos. El Grupo utiliza como fuente
de información principal la curva de cotización de precios a futuro de OMIP aplicable a la fecha de cierre que
corresponda (31 de diciembre de 2023 y 2022) para 2023-2025 y ajustada en base a las estimaciones de
penetración de renovables y otros efectos con impacto a largo plazo, y para los que es razonable pensar que
las conclusiones alcanzadas representan un alto grado de consenso de mercado. El importe del ajuste negativo
por diferencias sobre los precios de mercado no reconocido por este motivo a 31 de diciembre de 2023
asciende un pasivo de 106,1 millones de euros (146 millones de euros a 31 de diciembre de 2022).
Por otra parte, el valor del ajuste negativo por desviaciones en el precio de mercado de aquellas IT con vida
útil regulatoria pendiente, relacionadas con activos operados por el Grupo y cuyo VNA ya es cero a 31 de
diciembre de 2023, es de 70,9 millones de euros, de los cuales 30,5 millones de euros corresponden a las IT-
00654 e IT-00655 y por tanto su vida regulatoria finalizaría en el presente semiperiodo regulatorio.
A 31 de diciembre de 2023 la partida “Acreedores por derivados no financieros” incluye un importe de 116
millones de euros (112 millones de euros a 31 de diciembre de 2022) correspondiente al valor razonable de
derivados sobre commodities contratados por filiales del Grupo para el suministro de energía que les permiten
fijar el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de energía generada. Estos
contratos se valoran a mercado (véase nota 17 y 19).
Para determinados contratos incluidos en el epígrafe, por importe de 19 millones de euros (17 millones de
euros a 31 de diciembre de 2022), el Grupo capitalizó la diferencia entre el precio de la transacción y la
estimación del valor razonable (“Day-one profit and losses”) de estos derivados y la está imputando de forma
lineal en la cuenta de resultados consolidada en el epígrafe “Resultados por variaciones de valor de
instrumentos financieros a valor razonable” y llevará a resultados el importe pendiente en el momento en que
la estimación de precios de mercado a largo plazo se realice para todos los años de la valoración en base a
datos observables. Este importe pendiente se presenta neto del valor del derivado asociado. El importe bruto
de los derivados asciende a 61 millones de euros, de los cuales se han neteado 42 millones de euros a 31 de
90
diciembre de 2023. A 31 de diciembre de 2022 el importe bruto ascendía a 66 millones de euros, del cual
fueron neteados 49 millones de euros.
La variación registrada en el epígrafe “Proveedores de inmovilizado” se explica principalmente por la variación
de las inversiones en curso realizadas y pendientes de pago respecto de las que se encontraban en esta
situación en el ejercicio anterior en los parques eólicos en construcción en Canadá, Australia y Perú, así como
en las plantas fotovoltaicas de Estados Unidos y España. Adicionalmente, en el presente ejercicio se han
realizado los pagos derivados de la adquisición en el ejercicio 2022 del proyecto de almacenamiento con
baterías en Estados Unidos (Cunningham) por importe de 211 millones de euros.
El importe registrado en el epígrafe de “Deudas con empresas del Grupo” dentro del pasivo corriente del
balance de situación consolidado recoge la deuda con Acciona, S.A. y otras sociedades del Grupo Acciona como
consecuencia del régimen de tributación consolidada por Impuesto sobre Sociedades e IVA en España.
Por otra parte, el importe registrado en el epígrafe “Deudas con empresas asociadas y vinculadas” del pasivo
no corriente y corriente del balance de situación consolidado se encuentran las aportaciones financieras
realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones del Grupo,
fundamentalmente cinco instalaciones de producción de energía renovable en Estados Unidos a través de la
estructura de Tax Equity Investor por importe de 334,6 millones de euros (205,6 millones de euros a 31 de
diciembre de 2022). En el ejercicio 2023, las aportaciones netas recibidas por el Grupo por este concepto han
sido de 152 millones de euros (en el ejercicio 2022 no se recibieron aportaciones). Estos préstamos devengan
intereses anuales a un tipo equivalente a la rentabilidad objetivo establecida en contrato (véase nota 3.2.g).
Asimismo, este epígrafe también recoge los créditos recibidos de empresas asociadas, no eliminados en el
proceso de consolidación y que devengan intereses anuales a tipos de mercado.
21. Situación fiscal
Régimen de consolidación fiscal
De acuerdo con la normativa vigente, los grupos fiscales consolidados incluyen a la Sociedad Dominante junto
con determinadas sociedades dependientes, que cumplen los requisitos exigidos por la normativa fiscal. Desde
el ejercicio 2009 existe un único grupo fiscal en España acogido a este régimen especial de tributación, cuya
sociedad dominante es Acciona, S.A. Además del grupo fiscal español, el grupo tributa en régimen de
consolidación fiscal en Australia, EEUU y Portugal.
El resto de las entidades del Grupo presenta individualmente sus declaraciones de impuestos de acuerdo con
el régimen estatal y foral aplicable en su caso o la normativa fiscal vigente en cada jurisdicción.
Por su parte, y con efectos del 1 de enero de 2008, varias entidades del grupo se acogieron al régimen especial
de grupos de entidades de IVA, previsto en el Capítulo IX del Título IX de la Ley 37/1992, de 28 de diciembre,
del Impuesto sobre el Valor Añadido, cuya sociedad dominante es Acciona, S.A. Asimismo, en España tributan
en régimen especial de grupo de IVA varias entidades bajo la normativa foral de Navarra. Por otro lado, a nivel
internacional, existen grupos de IVA en Australia.
Ejercicios sujetos a inspección fiscal
A 31 de diciembre de 2023 se encuentran sujetos a revisión por las autoridades fiscales los ejercicios no
prescritos y que no han sido objeto de inspección, tanto del Impuesto sobre Sociedades como del resto de los
principales impuestos que son de aplicación a las sociedades del grupo de consolidación fiscal. El resto de las
entidades consolidadas españolas tiene, en general, sujetos a inspección por las autoridades fiscales los
últimos cuatro ejercicios en relación con los principales impuestos que les son de aplicación. Por su parte, las
91
entidades extranjeras están sujetas al período de prescripción que, en la mayoría de los países en los que el
grupo tiene presencia, se encuentra entre los 4 y 5 años.
Debido a las diferentes interpretaciones que pueden darse a las normas fiscales, los resultados de las
inspecciones que en el futuro pudieran llevar a cabo las autoridades fiscales para los años sujetos a
verificación, podrían dar lugar a pasivos fiscales cuyo importe no es posible cuantificar en la actualidad de una
manera objetiva. No obstante, la probabilidad de que se materialicen pasivos significativos adicionales a los
registrados por este concepto es remota y los administradores del Grupo estiman que los pasivos que pudieran
derivarse no tendrían un impacto significativo sobre el patrimonio del Grupo.
Actuaciones inspectoras abiertas
La sociedad Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A. recibió el 10 de enero de 2013 comunicación de inicio de
actuaciones inspectoras relativas al Impuesto sobre Sociedades y al Impuesto sobre el Valor Añadido de los
ejercicios 2008 y 2009, en las que se revisó la valoración de los derechos eólicos que fueron objeto de
transmisión en el ejercicio 2009. Dichas actuaciones concluyeron con la firma de un acta en disconformidad.
Dicha sociedad recibió el acuerdo de liquidación por parte de la Oficina Técnica de la Delegación Central de
Grandes Contribuyentes el 23 de diciembre de 2013 e interpuso con fecha 13 de enero de 2014 la
correspondiente reclamación económico-administrativa ante el TEAC. Con fecha 16 de febrero de 2017, el
TEAC notificó resolución estimando parte de la reclamación presentada en virtud de la cual se anuló el Acuerdo
de liquidación por defecto formal y se retrotrajeron las actuaciones a la fase de inspección.
El 27 de agosto de 2017, la Oficina Técnica del Departamento de Control Tributario y Aduanero de la AEAT
notificó Acuerdo de ejecución de resolución del TEAC, acordando la retroacción de las actuaciones a la fase de
inspección y notificando un nuevo Acuerdo de liquidación. El 22 de septiembre de 2017 se presentó escrito
de interposición de reclamación económico-administrativa ante el TEAC, notificando resolución de 24 de
septiembre de 2020 (RG 00/0241/2014) con estimación parcial y reducción de la liquidación resultante de las
actas de inspección. Contra el citado fallo se interpuso recurso contencioso-administrativo (14 de diciembre
de 2020) ante la Audiencia Nacional, presentándose escrito de formalización de demanda el 4 de mayo de
2021 y escrito de conclusiones el 17 de enero de 2023, pendiente de resolución.
Respecto a la suspensión de la ejecución del acto impugnado se solicitó dispensa total de garantías,
interponiéndose con fecha 6 de octubre de 2014 recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia
Nacional contra la resolución del TEAC que acordó su inadmisión. Mediante auto del 19 de noviembre de 2014
la Audiencia Nacional desestimó dicha solicitud de suspensión. Posteriormente, se presentó recurso de
casación ante el Tribunal Supremo el 2 de febrero de 2015 y con fecha 28 de enero de 2016 recibió notificación
de sentencia estimatoria del recurso presentado, por lo que la Audiencia Nacional acordó la suspensión de la
ejecución de la deuda tributaria. Como consecuencia de la notificación de un nuevo acuerdo de liquidación en
ejecución de la Resolución del TEAC, que contenía la correspondiente deuda tributaria, la sociedad solicitó
nuevamente la suspensión de la ejecutividad de la deuda con dispensa total de garantías ante el TEAC. Con
fecha 25 de junio de 2019 el TEAC denegó la suspensión con dispensa de garantías. Contra dicha denegación,
se interpuso recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional y se abrió pieza separada de
suspensión. La Audiencia Nacional acordó finalmente la suspensión admitiendo como garantía los derechos
eólicos de las zonas 10 y 12 del plan eólico de la Comunidad Valenciana. Finalmente, la Audiencia Nacional ha
dictado sentencia estimatoria el 7 de marzo de 2022 (Rec. 585/2019), acordando la suspensión supeditada a
la constitución de la citada garantía ofrecida sobre los derechos eólicos de las zonas 10 y 12 del plan eólico de
Comunidad Valenciana.
Por su parte, con fecha 19 de junio de 2021, se recibió notificación de acuerdo de ejecución de la resolución
del TEAC de 24 de septiembre de 2020.
92
Adicionalmente, Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A. recibió notificación de Ejecución de la Resolución del TEAC
de 23 de marzo de 2022, relativa a Elecnor, S.A. y Enerfin Sociedad de Energía, S.L. (con RG 00/05239/2021),
pero no a Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A., de 09 de mayo de 2022.
Contra las citadas Ejecuciones se interpuso recurso contra la ejecución (ex artículo 241 ter de la Ley General
Tributaria), el 20 de julio de 2021 y 9 de junio de 2022 respectivamente, recibiéndose Resoluciones
estimatorias de 23 de febrero de 2023 (RG 00/05632/2021 y RG 00/05704/2022) que erróneamente anulaban
las Ejecuciones por presunta suspensión de la Resolución del TEAC de 24 de septiembre de 2020. Contra las
mismas se interpuso posteriormente recurso de anulación (artículo 241 bis de la Ley General Tributaria) ante
el propio TEAC, desestimado mediante Resoluciones de 25 de abril de 2023, contra las que se interpuso
finalmente recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional, allanándose el TEAC.
Con fecha 1 de julio de 2021, el servicio de Inspección de la Delegación Central de Grandes Contribuyentes
notificó a Acciona, S.A., en su condición de sociedad dominante, el inicio de actuaciones inspectoras de alcance
general del Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2013 a 2017 del grupo de consolidación fiscal, así
como del grupo especial de IVA para todos los meses correspondientes al segundo semestre de 2017 y
retenciones de IRPF, IRNR y capital mobiliario para el mismo periodo. Posteriormente, la misma Delegación
Central de Grandes Contribuyentes notificó a varias sociedades del Grupo fiscal el inicio de actuaciones
inspectoras de alcance general del Impuesto sobre Sociedades, para diferentes ejercicios.
Este procedimiento inspector finalizó con la firma el 11 de julio de 2023 de las siguientes Actas:
-
Actas de conformidad por retenciones de IRPF e IVA (2017) con deudas a ingresar de 11 miles euros
y 35 miles euros, respectivamente.
-
Acta de disconformidad IRNR 2017 de la que resultó una deuda tributaria de 190 miles euros (intereses
de demora incluidos). El 18 de septiembre de 2023 la Oficina Técnica dictó Acuerdo de liquidación
confirmando la regularización, que no ha sido recurrido.
-
Acta de disconformidad del IS 2013-2017 de la que resultó una deuda tributaria de 2.784 miles euros
(intereses de demora incluidos). El 27 de septiembre de 2023, la Oficina Técnica dictó Acuerdo de
liquidación por importe de 2.683 miles euros (intereses de demora incluidos) que confirmaba la
regularización realizada, interponiéndose reclamación económico-administrativa ante el Tribunal
Económico-Administrativo Central (TEAC) el 3 de noviembre de 2023, pendiente de presentación de
alegaciones. La deuda ha sido suspendida con aportación de aval, aceptado por la Delegación Central
de Grandes Contribuyentes el 16 de noviembre de 2023.
93
Saldos mantenidos con las Administraciones Públicas
Los saldos deudores y acreedores con Administraciones Públicas, a 31 de diciembre, son los siguientes:
2023
2022
Diferido
Corriente
Diferido
Corriente
Saldos deudores
564
275
509
242
171
136
5
14
564
509
99
92
Saldos acreedores
797
93
767
118
13
42
7
7
35
41
797
767
4
3
34
25
.
Conciliación del resultado contable con el resultado fiscal
La conciliación entre el resultado contable antes de impuestos y el gasto por el impuesto sobre las ganancias
a 31 de diciembre de 2023 y 2022 se muestra a continuación:
2023
2022
Resultado consolidado antes de impuestos
776
1.057
238
231
Resultado contable ajustado
1.014
1.288
Gasto por impuesto ajustado al tipo impositivo
263
333
(3)
(9)
18
24
Gasto por impuesto del ejercicio
278
348
(1)
(68)
(86)
Gasto por impuesto en la cuenta de resultados
209
262
Gasto por impuesto sobre sociedades corriente
213
366
Gasto por impuesto sobre sociedades diferido
(4)
(104)
La partida “Diferencias permanentes” comprende los gastos e ingresos contables que no son computables de
acuerdo con la legislación fiscal aplicable. Adicionalmente, también incorpora aquellos resultados que son
objeto de eliminación en el proceso de consolidación pero que, sin embargo, tienen plena eficacia fiscal en el
ámbito de las liquidaciones fiscales individuales de las correspondientes entidades del Grupo, especialmente
de aquellas que no forman parte del grupo fiscal.
Entre las diferencias permanentes más significativas incluidas en el ejercicio 2023 se incluyen las diferencias
positivas por importe de 44 millones de euros por el efecto de ajustes inflacionarios de sociedades con
tributación en Chile y México (diferencias positivas de 76 millones de euros en el ejercicio 2022). Igualmente,
incluyen las diferencias positivas por importe de 162 millones de euros que surgen fundamentalmente en
relación con la integración de filiales en su moneda funcional cuando su liquidación del impuesto sobre las
ganancias, conforme a sus legislaciones de aplicación, se realiza en función de sus estados financieros emitidos
en moneda local por las diferencias de cambio que surgen en partidas monetarias (diferencias positivas de 84
millones de euros en el ejercicio 2022). Igualmente, tiene impacto el 5% de la no deducibilidad de los
94
dividendos recibidos de las filiales, principalmente en España, registrándose una diferencia permanente
positiva por importe de 32 millones de euros en el ejercicio 2023 (18 millones de euros en el ejercicio 2022).
El “Gasto por impuesto ajustado al tipo impositivo” resulta de la aplicación de los diferentes tipos impositivos
aplicables al resultado contable ajustado de cada una de las jurisdicciones en las que el Grupo opera.
La partida “Créditos fiscales no reconocidos” recoge el impacto de no registrar el efecto fiscal de los resultados
negativos generados por algunas filiales.
La partida “Regularización impuesto de ejercicios anteriores y otros” recoge, principalmente, la reestimación
de créditos fiscales y otras deducciones respecto de lo registrado en ejercicios anteriores ya sea por la
existencia de proyectos u operaciones que permiten dicha reestimación, por la actualización por la evolución
del tipo de cambio de los activos y pasivos diferidos asociados al valor de las instalaciones en aquellas filiales
dolarizadas en México, Chile y Costa Rica o como consecuencia de la actualización de los créditos fiscales
reconocidos por inflación en aquellas jurisdicciones donde se establece dicho derecho.
Impuestos reconocidos en el patrimonio neto
Independientemente de los impuestos sobre beneficios reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada, en los ejercicios 2023 y 2022 el Grupo ha repercutido en su patrimonio neto consolidado los
siguientes importes por los siguientes conceptos:
2023
2022
Variación en el valor razonable de instrumentos financieros
36
(28)
Total
36
(28)
Activos y pasivos por impuestos diferidos
Conforme a la normativa fiscal vigente en los distintos países en los que se encuentran radicadas las entidades
consolidadas, en los ejercicios 2023 y 2022 han surgido determinadas diferencias temporarias que deben ser
tenidas en cuenta al tiempo de cuantificar el correspondiente gasto del impuesto sobre beneficios.
Los orígenes de los impuestos diferidos registrados en ambos ejercicios son:
Impuestos diferidos deudores con origen en:
2023
2022
Bases imponibles negativas pendientes de compensar
289
266
Deducciones pendientes de compensar
11
7
Instrumentos financieros derivados
29
26
Deterioros y otras provisiones
102
76
Otros conceptos
133
134
Total impuestos diferidos deudores
564
509
Impuestos diferidos acreedores con origen en:
2023
2022
Instrumentos financieros derivados
44
81
Amortizaciones libres y aceleradas
493
502
Asignaciones a activos de diferencias de primera consolidación
200
132
Otros conceptos
60
52
Total impuestos diferidos acreedores
797
767
95
El detalle de activos y pasivos por impuestos diferidos que se presentan netos a efectos contables a cierre del
ejercicio es el siguiente:
Activos
2023
2022
Pasivos
2023
2022
Bases imponibles negativas pendientes de
compensar
5
Instrumentos financieros derivados
5
Deterioros y otras provisiones
16
29
Libertad de amortización
12
29
Otros conceptos
Otros conceptos
4
Total
21
29
Total
21
29
A 31 de diciembre de 2023, el importe de las bases imponible negativas pendientes de compensar, generadas
por sociedades dependientes antes de su incorporación al grupo fiscal, cuya sociedad dominante es Acciona,
S.A., asciende a 12 millones de euros. De este importe, prácticamente la totalidad se corresponde con bases
imponibles negativas no activadas en el balance de situación consolidado por no estar asegurada la
consecución de beneficios fiscales futuros suficientes o bien porque la normativa fiscal establece limitaciones
y requisitos para su compensación.
Adicionalmente, algunas filiales de México, Estados Unidos, Australia, Chile y Sudáfrica, entre otros países,
tienen registrados créditos fiscales por las bases imponibles negativas pendientes de compensar. Asimismo,
existen en el área internacional bases imponibles negativas no registradas por importe de 430 millones de
euros generadas principalmente en Estados Unidos, Chile e India.
A 31 de diciembre de 2023, las fechas de vencimiento de los créditos fiscales registrados por bases imponibles
negativas pendientes de aplicar eran, en millones de euros, las siguientes:
Periodo de prescripción
Importe
2024-2028
25
2029-2033
91
2023-2043
11
No prescriben
167
Total
294
La Ley 27/2014, de 27 de noviembre, del Impuesto sobre Sociedades eliminó con efectos 1 de enero del 2015
el plazo para la compensación de las bases imponibles negativas en España, que estaba fijado en 18 años, por
lo que pasó a ser ilimitado. Del importe total anterior, 224 millones corresponden a créditos fiscales
registrados en EEUU, México, Chile y Sudáfrica como consecuencia, fundamentalmente, de la aplicación en
estos países de beneficios por amortización acelerada previstos en la legislación correspondiente.
Las deducciones pendientes de compensar corresponden, principalmente, a las generadas en España por
importe de 7 millones de euros. Al cierre del ejercicio 2023, las fechas de vencimiento de las deducciones
pendientes de aplicar registradas en el balance de situación consolidado eran las siguientes, en millones de
euros:
País
Importe
Periodo de prescripción
España
7
No prescriben
Estados Unidos
3
No prescriben
Australia
1
No prescriben
Total
11
No prescriben
96
Al cierre del ejercicio hay deducciones pendientes de aplicar no activadas por importe de 5 millones de euros
en el área internacional y por 16 millones de euros en España.
En relación con las bases imponibles negativas y deducciones pendientes de compensar registradas en libros,
el Grupo espera su recuperación a través de la actividad ordinaria de las sociedades y sin riesgo patrimonial.
El apartado “Otros conceptos” de los impuestos diferidos deudores contiene principalmente la limitación fiscal
a la deducibilidad de intereses, fundamentalmente en Estados Unidos, Chile y Polonia, por no ser deducibles
los gastos de intereses hasta el pago de los mismos. Igualmente, este apartado contiene las
homogeneizaciones realizadas como parte del proceso de consolidación y de la eliminación de márgenes
internos que van revirtiendo a medida que se amortizan los activos, así como el ajuste por la limitación de la
amortización contable no deducible del 30% de las sociedades españolas, introducida con carácter temporal
para los ejercicios 2013 y 2014 y que empezó a revertir en el ejercicio 2015, y la no deducibilidad del gasto de
amortización y del gasto financiero de la NIIF16 en aquellas jurisdicciones donde es deducible la cuota.
Por último, este apartado así como el de “Otros conceptos” del desglose de impuestos diferidos acreedores
incorpora las diferencias temporales procedentes de los ajustes a la base imponible por la aplicación de la
normativa específica de otros países en los que determinados gastos e ingresos no son tributables hasta la
liquidación efectiva en caja a través del pago o cobro correspondiente o no siguen el criterio de devengo
contable o grado de avance para su deducibilidad, como ocurre en México y Australia principalmente. Este
epígrafe igualmente recoge el impacto en diferidos de homogeneizaciones realizadas como parte del proceso
de consolidación y eliminación de márgenes internos.
Obligaciones de información
La legislación en vigor relativa al Impuesto sobre Sociedades establece diversos incentivos fiscales con objeto
de fomentar determinadas inversiones. Las sociedades del Grupo se han acogido a los beneficios fiscales
previstos en la citada legislación.
Durante el presente ejercicio se han realizado operaciones de las recogidas en el artículo 86 de la Ley 27/2014
del Impuesto de Sociedades, a las que son de aplicación el Régimen especial de las fusiones, escisiones,
aportaciones de activos y canje de valores:
- Fusión por absorción de las sociedades Parque Eólico Virxe Do Monte, S.L., Parque Eólico de Vicedo, S.L.,
Parque Eólico de Ameixenda-Filgueira, S.L., Parque Eólico de Currás, S.L. y Parque Eólico de A Ruña, S.L. por
la entidad Parque Eólico de Adraño, S.L., documentada en escritura pública de fecha 28 de noviembre de
2023.
- Fusión por absorción de las sociedades Parque Eólico de Deva, S.L. y Parque Eólico de Tea, S.L. por la entidad
Parques Eólicos de Buio, S.L., documentada en escritura pública de fecha 28 de noviembre de 2023.
- Fusión por absorción de las sociedades Ceatesalas, S.L.U., Energías Renovables de Barazar, S.L.U.,
Corporación Eólica La Cañada, S.L.U. y Acciona Eólica Cesa, S.L. por la entidad Ceólica Hispánica, S.L.,
documentada en escritura pública de fecha 5 de diciembre de 2023.
Conforme establece el apartado 3 de este artículo 86 de la Ley 27/2014 del TRLIS, la información exigida para
las operaciones realizadas en ejercicios anteriores figura en las correspondientes memorias individuales
aprobadas tras su realización.
Otra información
97
El Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica se encuentra suspendido desde junio del 2021
por el Real Decreto Ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la
fiscalidad energética y en materia de generación de energía y sobre gestión del canon de regulación y de la
tarifa de utilización del agua.
Respecto al canon hidráulico, la Ley 7/2022, de 8 de abril, de residuos y suelos contaminados para una
economía circular, ha realizado una doble modificación en el régimen jurídico del mismo: por un lado, ha
derogado de forma expresa la disposición transitoria primera de la Ley 12/2015; y por otro, ha dado nueva
redacción al artículo 112 bis de la Ley de Aguas, cuya entrada en vigor se producirá en el ejercicio impositivo
posterior (2023) y que será objeto de liquidación y pago en 2024.
En su calidad de grupo multinacional de gran magnitud, al Grupo le resultan de aplicación las reglas modelo
contra la erosión de la base imponible del Pilar Dos (también denominadas Reglas GloBE) aprobadas por el
Marco Inclusivo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE)/G20 sobre BEPS
(Base Erosion and Profit Shifting) el 14 de diciembre de 2021 al que se adhirieron, entre otros muchos, los
Estados miembros de la Unión Europea.
A partir del ejercicio 2024 el Grupo deberá asumir un pago correspondiente a un Impuesto Complementario
que gravará los beneficios obtenidos en cualquier jurisdicción en la que opere y en la que el tipo impositivo
efectivo, calculado a nivel jurisdiccional, sea inferior al tipo mínimo del 15%.
A la fecha actual, la legislación del Pilar Dos se encuentra en proceso de aprobación en España, y su entrada
en vigor se prevé a principios del ejercicio 2024 con efectos retroactivos a 1 de enero de 2024, por lo que, a
31 de diciembre de 2023, el Grupo no tiene impacto relacionado con las normas de Pilar Dos en su gasto por
impuesto corriente del ejercicio 2023 ni, por tanto, en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre
de 2023.
El Grupo ha asumido el compromiso explícito de aplicar las directrices de la OCDE de Pilar Dos. El Grupo está
alineado con los principios y acciones propugnados por la OCDE y está trabajando en el análisis del impacto
de la nueva norma de Pilar Dos para establecer un sistema de cumplimiento y de control y gestión que le
permita adaptarse a la normativa en tiempo y forma.
En este sentido, si bien el análisis del Grupo aún se está llevando a cabo, teniendo en cuenta el marco
normativo existente, se ha realizado un cálculo estimado del Impuesto Complementario derivado de la
aplicación de la norma de Pilar Dos, según las declaraciones tributarias más recientes, el informe
Country-by-
Country
acontecimientos de carácter imprevisto, no se espera un impacto patrimonial significativo derivado de la
aplicación de las reglas modelo dado que en las principales jurisdicciones en las que opera el Grupo se cuenta
con un tipo impositivo efectivo de, al menos, el 15% y/o presencia relevante de personal y equipo que implican
la exclusión de rentas sujetas al Impuesto Complementario. A este respecto, hay que puntualizar que las
jurisdicciones en las que opera el grupo cuyo tipo impositivo efectivo es inferior al 15% no son jurisdicciones
materiales y, en consecuencia, tampoco lo es el potencial Impuesto Complementario que pudiera surgir.
Por último, el Tribunal Constitucional en la sentencia de 18 de enero de 2024 ha declarado inconstitucional y
nulo el artículo 3.Primero, apartados Uno y Dos, del Real Decreto-ley 3/2016, de 2 de diciembre, por el que se
adoptan medidas en el ámbito tributario dirigidas a la consolidación de las finanzas públicas y otras medidas
urgentes en materia social.
Las medidas anuladas que directamente afectan al Grupo fiscal de Acciona SA son: la fijación de límites a la
compensación de bases imponibles negativas, la introducción ex novo de un límite a la aplicación de las
deducciones por doble imposición y la obligación de una integración mínima por quintas partes en la base
imponible de los deterioros de participaciones que hayan sido deducibles, conforme establecía el artículo 12.3
98
del del Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre Sociedades, aprobado por el Real Decreto Legislativo
4/2004, de 5 de marzo. Ninguna de ellas tiene un impacto significativo en el Grupo Corporación Acciona
Energías Renovables.
22. Activos y pasivos mantenidos para la venta
A 31 de diciembre de 2023 y 2022 el detalle de los principales epígrafes de los activos, previo a su clasificación
como mantenidos para la venta, es el siguiente, en millones de euros:
2023
2022
Inmovilizado material
247
Derechos de uso
10
Otros activos intangibles
1
Activos por impuestos diferidos
3
Otros activos
1
Activos mantenidos para la venta
262
--
Asimismo, a 31 de diciembre de 2023 y 2022 el detalle de los principales epígrafes de los pasivos, previo a su
clasificación como mantenidos para la venta, es el siguiente, en millones de euros:
2023
2022
Deuda financiera corriente y no corriente
373
Pasivos por impuestos diferidos
28
Acreedores comerciales y otras cuentas a cobrar
1
Otros pasivos
13
Pasivos mantenidos para la venta
415
--
Los ingresos y gastos acumulados reconocidos directamente en patrimonio neto a 31 de diciembre de 2023 y
2022, en relación con los activos clasificados como mantenidos para la venta se detallan a continuación:
2023
2022
Coberturas de flujos de efectivo
2
Total ingresos y gastos reconocidos
2
--
En el ejercicio 2023, el Grupo Corporación Acciona Energía Renovables ha clasificado en los epígrafes activos
y pasivos no corrientes mantenidos para la venta una serie de activos junto con sus pasivos directamente
asociados pertenecientes a determinadas sociedades del Grupo. Se trata de un total de 16 proyectos eólicos
situados en España que suman un total de 308 megavatios, los cuales se encuentran todos ellos en
explotación. El Grupo ha tomado esta decisión como parte de su estrategia de rotación de activos que han
alcanzado un adecuado grado de madurez y, en consecuencia, el valor en libros de estos activos se recuperará
a través de la mencionada operación de venta y no a través de su uso continuado. La Dirección del Grupo
considera que existe una alta probabilidad de que se produzca su venta en el corto plazo.
23. Garantías comprometidas con terceros
Las sociedades tienen prestados avales y garantías ante clientes, organismos públicos y entidades financieras,
por importe de 1.177 millones de euros a 31 de diciembre de 2023. El importe de avales y garantías prestados
a 31 de diciembre de 2022 era de 980 millones de euros.
99
Los avales prestados son en su mayoría para garantizar el buen fin de la actividad propia de las sociedades que
conforman el Grupo. Los Administradores de la Sociedad Dominante estiman que los pasivos que pudieran
originarse por los avales prestados no serían, en su caso, significativos.
Las participaciones y acciones que posee la Sociedad Dominante en determinadas sociedades participadas
indirectamente garantizan los préstamos y créditos concedidos por entidades financieras a dichas sociedades.
24. Ingresos
Importe neto de la cifra de negocios
El detalle de los ingresos del Grupo se desglosa a continuación:
2023
2022
Ventas
1.803
2.420
224
(176)
7
3
3
4
1.433
1.784
46
253
Prestación de servicios
31
63
Total cifra de negocios
3.547
4.351
Estas ventas incluyen una estimación de la energía suministrada a los clientes de comercialización de energía
eléctrica, fundamentalmente en España y Portugal, que está pendiente de facturar al cierre de ejercicio. Esta
estimación se calcula en función de las medidas de consumo que los operadores del sistema confirman
definitivamente a lo largo del mes siguiente de cada cierre mensual, momento en el que se procede a la
facturación. A 31 de diciembre de 2023, el Grupo tiene registrados 113,6 millones de euros de ventas de
energía de comercializadora pendientes de facturar (127,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2022). La
variación que se ha producido en el ejercicio se debe fundamentalmente a la disminución en el precio de la
energía.
El desglose de la producción total de las sociedades del Grupo, por áreas geográficas se encuentra detallado
en la información por segmentos (véase nota 26).
Otros ingresos de explotación
Este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio incluye fundamentalmente los
ingresos por trabajos realizados por determinadas sociedades del Grupo para el inmovilizado en la
construcción de instalaciones de producción de energía eléctrica (véase nota 3.2.a) y que corresponden,
fundamentalmente, a proyectos desarrollados en Estados Unidos, Australia, República Dominicana, Croacia,
Perú y España. El importe registrado por este concepto en el ejercicio 2023 asciende a 328 millones de euros
(273 millones de euros en el ejercicio 2022). Adicionalmente en este epígrafe se incluyen las subvenciones de
capital transferidas al resultado que ascienden en el ejercicio 2023 a 7 millones de euros y en el ejercicio 2022
a 5 millones de euros (véase nota 20).
100
25. Gastos
Gastos de explotación
El desglose de los gastos de explotación del Grupo es el siguiente:
.
2023
2022
Aprovisionamientos
1.776
2.206
1.713
2.409
94
(197)
(31)
(6)
Gastos de personal
256
210
204
174
35
25
17
11
Servicios exteriores
599
629
Tributos
150
102
Otros gastos de gestión corriente
4
4
Subtotal
2.785
3.151
Variación de provisiones
19
13
Dotación a la amortización
472
421
Total
3.276
3.585
.
Personal
El número medio de personas empleadas en el curso del ejercicio 2023 y 2022 por categorías profesionales y
distribuida entre hombres y mujeres ha sido el siguiente:
2023
2022
Hombres
Mujeres
Total
Hombres
Mujeres
Total
Directivos y mandos
460
174
634
412
144
556
Técnicos titulados
885
448
1.333
752
389
1.141
Personal administrativo y soporte
14
109
123
11
78
89
Resto de personal
956
53
1.009
528
41
569
Total Personal medio
2.315
784
3.099
1.703
652
2.355
De la plantilla media del ejercicio 2023, 3.008 personas tenían la condición de fijos en plantilla (2.261 en el
ejercicio 2022) de los cuales 2.249 eran hombres y 759 mujeres (1.638 y 623 respectivamente en el ejercicio
2022).
A 31 de diciembre de 2023, el número medio de personas empleadas en el curso del ejercicio por las
sociedades comprendidas en la consolidación, con discapacidad mayor o igual al 33%, ha ascendido a 61
empleados (empleo directo y empleo indirecto). El porcentaje de cumplimiento de la Ley 13/1982 de 7 de abril
de Integración Social de los Minusválidos (LISMI), que fija que en aquellas sociedades con una plantilla superior
a 50 empleados debe existir un mínimo de un 2% de contratos para trabajadores con discapacidad, ha sido de
un 3,96%.
101
Servicios exteriores
El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente, en
millones de euros:
2023
2022
Reparación y conservación
123
200
Arrendamientos y cánones
88
87
Servicios profesionales independientes
126
94
Primas de seguros
18
27
Suministros
28
31
Otros gastos
216
190
Total
599
629
.
Variación de provisiones
El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente:
2023
2022
Variación provisión por créditos incobrables
11
3
Variación provisión existencias
5
6
Otras provisiones
3
4
Variación de provisiones
19
13
Resultado por deterioro de activos
El detalle de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para los ejercicios 2023 y 2022,
es el siguiente:
2023
2022
Deterioro de otros activos (notas 4 y 6)
11
21
Total
11
21
.
Resultado por variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable
El detalle de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para los ejercicios 2023 y 2022,
es el siguiente:
.
2023
2022
Resultado por variación en el valor razonable de
derivados con cambio en resultados
8
(59)
Resultado por ineficiencia de derivados de cobertura
1
(5)
Total
9
(64)
.
A 31 de diciembre de 2023 y 2022, este epígrafe recoge principalmente el resultado correspondiente a la
variación en el valor razonable de contratos de venta de energía formalizados por filiales del Grupo en Estados
102
Unidos, Australia, España y Chile, con el fin de suministrar a largo plazo una determinada cantidad de energía
a un precio fijado (véase nota 19).
26. Información por segmentos
Según se indica en la Nota 1 de las cuentas anuales consolidadas, el Grupo tiene como actividad principal la
promoción, construcción, explotación, mantenimiento y desarrollo de energías renovables. Los valores que
inspiran el modelo de negocio del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables descansan en las
principales áreas geográficas en las que opera: España, Resto de Europa, América y Australia, con una oferta
de productos y servicios que pone el énfasis en el suministro de soluciones para atender los desafíos de la
sociedad actual y siempre bajo un mismo principio rector: el desarrollo de energías a partir de recursos de
origen renovables y de forma sostenible.
Bajo la denominación de “Otras zonas”, el Grupo desarrolla la actividad ejercida principalmente en Sudáfrica
e India. A continuación, se presentan los principales países que conforman las diferentes geografías de los
segmentos de Resto de Europa y América:
-
Resto de Europa incluye Alemania, Portugal, Polonia, Croacia, Italia, Francia, Bélgica, Reino Unido,
Hungría y Ucrania
-
América incluye México, Chile, Estados Unidos de América, Canadá, Costa Rica, República
Dominicana, Brasil, Colombia, Perú y Argentina.
Cada una de las zonas geográficas constituye un negocio diferenciado que cuenta con su propia estructura de
operación y reporting para evaluar su grado de consecución de objetivos. La información que se presenta a la
Dirección del Grupo y al Consejo de Administración, para evaluar el rendimiento de los distintos segmentos,
así como para asignar recursos entre ellos está estructurada con este criterio de segmentación. Los costes
incurridos por las Unidades Corporativas se prorratean, mediante un sistema de distribución interna de costes,
entre los distintos países que conforman las geográficas. Las ventas entre segmentos se efectúan a precios de
mercado.
A continuación, se presenta la información por segmentos, correspondiente a los ejercicios 2023 y 2022:
31.12.23
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total Grupo
Importe neto de cifra de negocios
2.426
279
708
56
78
3.547
Otros ingresos y gastos de explotación
(1.760)
(189)
(330)
(47)
(17)
(2.343)
Resultado de puesta en equivalencia
70
11
(3)
1
2
81
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
736
101
375
10
63
1.285
Dotaciones, deterioros y otros
(79)
(52)
(191)
(29)
(18)
(369)
Resultado de explotación
657
49
184
(19)
45
916
Resultados financieros
149
(16)
(208)
(41)
(24)
(140)
Resultado antes de impuestos
806
33
(24)
(60)
21
776
Gasto por impuesto de sociedades
(199)
(10)
(5)
16
(11)
(209)
Resultado del ejercicio
607
23
(29)
(44)
10
567
Intereses minoritarios
(12)
(9)
(14)
2
(10)
(43)
Resultado atribuible a la sociedad dominante
595
14
(43)
(42)
--
524
103
Saldos a 31.12.23
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total Grupo
ACTIVO
Inmovilizado material e intangible
3.006
562
5.457
1.375
238
10.638
Derechos de uso
140
46
229
61
476
Fondo de comercio
13
13
Participaciones contabilizadas aplicando el
método de la participación
189
8
30
16
46
289
Activos financieros no corrientes y otros
activos
103
41
481
130
34
789
Activos no corrientes
3.451
657
6.197
1.582
318
12.205
Existencias
94
11
60
8
2
175
Deudores comerciales y otras a cobrar
281
74
98
380
20
853
Otros activos financieros corrientes y otros
activos
110
33
247
10
30
430
Efectivo y equivalentes
394
71
219
15
37
736
Activos no corrientes mantenidos para la venta
262
262
Activos corrientes
1.141
189
624
413
89
2.456
Total activo
4.592
846
6.821
1.995
407
14.661
PASIVO Y PATRIMONIO NETO
Patrimonio neto consolidado
2.953
521
2.377
337
168
6.356
Deuda financiera
395
57
1.909
1.329
145
3.835
Obligaciones de arrendamiento
138
49
240
68
495
Otros pasivos
328
91
1.180
89
64
1.752
Pasivos no corrientes
861
197
3.329
1.486
209
6.082
Deuda financiera
25
13
203
12
14
267
Obligaciones de arrendamiento
10
3
4
2
19
Acreedores comerciales y otros pasivos
328
112
908
158
16
1.522
Pasivos asociados a activos mantenidos para la
venta
415
415
Pasivos corrientes
778
128
1.115
172
30
2.223
Total pasivo y patrimonio neto
4.592
846
6.821
1.995
407
14.661
104
31.12.22
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total Grupo
Importe neto de cifra de negocios
3.197
364
642
73
75
4.351
Otros ingresos y gastos de explotación
(2.064)
(287)
(392)
(42)
(23)
(2.808)
Resultado de puesta en equivalencia
120
(17)
2
6
(1)
110
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
1.253
60
252
37
51
1.653
Dotaciones, deterioros y otros
(137)
(72)
(170)
(22)
(27)
(428)
Resultado de explotación
1.116
(12)
82
15
24
1.225
Resultados financieros
101
(24)
(195)
(24)
(26)
(168)
Resultado antes de impuestos
1.217
(36)
(113)
(9)
(2)
1.057
Gasto por impuesto de sociedades
(300)
(9)
56
(2)
(7)
(262)
Resultado del ejercicio
917
(45)
(57)
(11)
(9)
795
Intereses minoritarios
(7)
(4)
(18)
(1)
(6)
(36)
Resultado atribuible a la sociedad dominante
910
(49)
(75)
(12)
(15)
759
Saldos a 31.12.22
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total Grupo
ACTIVO
--
--
--
--
--
--
Inmovilizado material e intangible
2.673
472
4.539
978
278
8.940
Derechos de uso
118
45
177
36
376
Participaciones contabilizadas aplicando el
método de la participación
261
58
37
18
49
423
Activos financieros no corrientes y otros
activos
101
30
426
96
34
687
Activos no corrientes
3.153
605
5.179
1.128
361
10.426
Existencias
78
15
47
7
1
148
Deudores comerciales y otras a cobrar
242
81
85
199
24
631
Otros activos financieros corrientes y otros
activos
163
21
218
3
37
442
Efectivo y equivalentes
207
80
84
213
28
612
Activos corrientes
690
197
434
422
90
1.833
Total activo
3.843
802
5.613
1.550
451
12.259
0
PASIVO Y PATRIMONIO NETO
Patrimonio neto consolidado
2.157
474
2.509
961
160
6.261
Deuda financiera
339
49
1.111
82
183
1.764
Obligaciones de arrendamiento
118
47
182
41
388
Otros pasivos
274
118
879
92
72
1.435
Pasivos no corrientes
731
214
2.172
215
255
3.587
Deuda financiera
508
13
112
12
20
665
Obligaciones de arrendamiento
8
2
4
2
16
Acreedores comerciales y otros pasivos
439
99
816
360
16
1.730
Pasivos corrientes
955
114
932
374
36
2.411
Total pasivo y patrimonio neto
3.843
802
5.613
1.550
451
12.259
105
Adicionalmente a la información por segmentos, se presenta a continuación determinada información de los
países relevantes que conforman el segmento de América para los ejercicios 2023 y 2022:
31.12.23
Países
Estados
Unidos de
América
México
Chile
Importe neto cifra de negocios
130
277
248
Otros ingresos y gastos de explotación
(14)
(91)
(203)
Resultado de puesta en equivalencia
(3)
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
116
183
45
Dotaciones, deterioros y otros
(68)
(61)
(43)
Resultado de explotación
48
122
2
Resultados financieros
(49)
(62)
(70)
Resultado antes de impuestos
(1)
60
(68)
31.12.22
Países
Estados
Unidos de
América
México
Chile
Importe neto cifra de negocios
103
230
262
Otros ingresos y gastos de explotación
(56)
(76)
(249)
Resultado de puesta en equivalencia
(1)
2
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
46
156
13
Dotaciones, deterioros y otros
(46)
(67)
(42)
Resultado de explotación
--
89
(29)
Resultados financieros
(81)
(36)
(70)
Resultado antes de impuestos
(81)
53
(99)
Por otro lado, se presenta a continuación determinada información de las principales tecnologías relacionadas
con las energías renovables que explota el Grupo para los ejercicios 2023 y 2022:
31.12.23
Tecnologías
Eólica
Fotovoltaica
Hidráulica
Biomasa y
termosolar
Otras
Total Grupo
Importe neto cifra de negocios
1.645
150
174
66
1.512
3.547
Otros ingresos y gastos de explotación
(774)
(12)
(25)
(43)
(1.489)
(2.343)
Resultado de puesta en equivalencia
72
11
(2)
81
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
943
149
149
23
21
1.285
Dotaciones, deterioros y otros
(240)
(59)
(25)
(15)
(30)
(369)
Resultado de explotación
703
90
124
8
(9)
916
Resultados financieros
(89)
(52)
3
4
(6)
(140)
Resultado antes de impuestos
614
38
127
12
(15)
776
Gasto por impuesto de sociedades
(171)
(9)
(32)
(2)
5
(209)
Resultado del ejercicio
443
29
95
10
(10)
567
Intereses minoritarios
(35)
(9)
(1)
2
(43)
Resultado atribuible a la sociedad dominante
408
20
95
9
(8)
524
106
31.12.22
Tecnologías
Eólica
Fotovoltaica
Hidráulica
Biomasa y
termosolar
Otras
Total Grupo
Importe neto cifra de negocios
2.013
76
309
96
1.857
4.351
Otros ingresos y gastos de explotación
(741)
(24)
(109)
(57)
(1.877)
(2.808)
Resultado de puesta en equivalencia
124
(14)
110
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
1.396
38
200
39
(20)
1.653
Dotaciones, deterioros y otros
(310)
(71)
(5)
(20)
(22)
(428)
Resultado de explotación
1.086
(33)
195
19
(42)
1.225
Resultados financieros
(80)
(43)
(34)
(3)
(8)
(168)
Resultado antes de impuestos
1.006
(76)
161
16
(50)
1.057
Gasto por impuesto de sociedades
(305)
65
(35)
3
10
(262)
Resultado del ejercicio
701
(11)
126
19
(40)
795
Intereses minoritarios
(34)
(2)
(36)
Resultado atribuible a la sociedad dominante
667
(11)
126
17
(40)
759
El Grupo cuenta con otras líneas de negocio formadas por otras tipologías de tecnologías también asociadas
con las energías renovables que se agrupan bajo la denominación de “Otras”, compuesta, fundamentalmente,
por los negocios de biocombustibles, cogeneración, comercialización, eficiencia energética y otros de menor
significatividad.
La información sobre los productos y servicios prestados por el Grupo, se han detallado en la nota 24.
27. Ingresos y gastos financieros
El desglose de estos capítulos de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada de los ejercicios 2023 y 2022,
en función del origen de las partidas que lo conforman es el siguiente:
2023
2022
Ingresos de otros valores y créditos
5
2
Otros ingresos financieros
20
5
Total ingresos financieros
25
7
Por deudas con terceros
(195)
(100)
Capitalización de gastos financieros (nota 4)
66
10
Otros gastos financieros
(50)
(42)
Total gastos financieros
(179)
(132)
El importe que durante los ejercicios 2023 y 2022 se ha detraído del patrimonio neto y se ha incluido dentro
del epígrafe de gastos financieros por deudas con terceros correspondiente a las liquidaciones periódicas de
los derivados de cobertura de sociedades que se integran en el Grupo por integración Global asciende a un
mayor coste financiero de 1 millón de euros para el ejercicio 2023 y 13 millones de euros para el ejercicio
2022.
107
28. Propuesta de distribución de resultados
La propuesta de distribución del beneficio del ejercicio 2023 de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A.
que el Consejo de Administración propondrá a la Junta General de Accionistas para su aprobación es la
siguiente (en euros):
2023
Base de reparto:
Pérdidas y ganancias de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A.
208.456.956
Distribución:
A Reservas voluntarias
50.416.673
Dividendo
Total
208.456.956
La distribución del beneficio del ejercicio 2022 aprobada en Junta General de Accionistas el pasado 1 de junio
de 2023 fue la siguiente (en euros):
2022
Base de reparto:
Pérdidas y ganancias de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A.
555.053.717
Distribución:
A Reservas voluntarias
324.578.305
Dividendo
230.475.412
Total
555.053.717
29. Aspectos medioambientales
El Grupo, en línea con la estrategia dictada por el Grupo Acciona y con su política medioambiental, desarrolla
actividades y proyectos relacionados con la gestión en este ámbito. Además de los costes inicialmente
incurridos por el Grupo en la instalación de sus parques eólicos y otras instalaciones productivas, en materia
de actuaciones medioambientales, el Grupo ha registrado gastos por importe de 9 y 8,8 millones de euros en
los ejercicios 2023 y 2022, respectivamente, en relación con aspectos medioambientales, fundamentalmente
estudios y gastos de vigilancia y seguimiento de programas medioambientales.
Durante el presente ejercicio las sociedades del Grupo no han incorporado a su inmovilizado material medidas
destinadas específicamente a la protección y mejora del medioambiente por valor de 4,3 millones de euros.
A 31 de diciembre de 2023 y 2022 el Grupo no mantiene litigios en curso o contingencias relacionadas con la
protección y mejora del medio ambiente significativos que no hayan sido debidamente provisionados.
Respecto de las posibles contingencias adicionales que en materia medioambiental pudieran producirse, los
Administradores de la Sociedad Dominante consideran que las mismas no serían significativas y que no existen
pasivos no provisionados que no estén cubiertos con las pólizas de responsabilidad civil que las sociedades
tienes suscritas y que pudieran tener un efecto significativo en estas cuentas anuales consolidadas.
108
30. Beneficio por acción
El beneficio diluido por acción es coincidente con el beneficio básico por acción, de acuerdo con el siguiente
detalle:
Año 2023
Año 2022
Resultado neto del ejercicio (miles euros)
524.114
758.698
Número medio ponderado de participaciones sociales en circulación
326.607.842
329.119.638
Beneficio básico por participación (euros/participación)
1,6
2,3
.
31. Hechos posteriores
No se han producido acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio que puedan afectar de forma
significativa a las cuentas anuales consolidadas del Grupo al 31 de diciembre de 2023 o a la actividad presente
o futura del mismo.
32. Operaciones con partes vinculadas
Las operaciones entre la Sociedad Dominante y sus sociedades dependientes, que son partes vinculadas y que
forman parte del tráfico habitual en cuanto a su objeto y condiciones, han sido eliminadas en el proceso de
consolidación, según lo indicado en esta memoria y no se desglosan en esta nota. Las operaciones con
empresas asociadas, con su accionista mayoritario y con las sociedades que consolidan en consolidados
superiores del Grupo Acciona se desglosan a continuación.
La Ley 5/2021, de 12 de abril introdujo en la Ley de Sociedades de Capital un régimen específico de
operaciones vinculadas, previsto en el Capítulo VII-bis del Título XIV sobre las operaciones realizadas por las
sociedades cotizadas o sus sociedades dependientes con consejeros, accionistas titulares de un 10% o más de
los derechos de voto o representados en el consejo de administración de la Sociedad o con cualesquiera otras
personas que deban considerarse partes vinculadas con arreglo a las Normas Internacionales de Contabilidad
(NIC 24).
En este sentido, el Consejo de Administración del Grupo, en su reunión del 14 de julio de 2021, aprobó el
Protocolo Interno de Aprobación, Información y Control Periódico respecto de Operaciones Vinculadas, en el
cual interviene la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad y que establece un procedimiento interno para que
estas operaciones sean tratadas dentro del marco legal, estatutario y reglamentario establecido por el Grupo,
sin perjuicio del acuerdo marco de relaciones suscrito por el Grupo y Acciona, S.A., al que luego se hace
referencia, y de conformidad con lo previsto a estos efectos en el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de
Capital.
Adicionalmente, el 15 de noviembre de 2023, el Consejo de Administración del Grupo aprobó el Protocolo
Interno de Aprobación, Información y Control Periódico respecto de Operaciones Vinculadas con el Grupo
Nordex, en el cual también interviene la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad, y que establece un
procedimiento interno para la aprobación y control de las operaciones entre el Grupo y el Grupo Nordex,
dadas sus particularidades, con objeto de que dichas operaciones sean tratadas conforme a la normativa
interna y externa de aplicación.
109
Operaciones con el accionista mayoritario
Al 31 de diciembre de 2023 y 2022 los saldos y transacciones mantenidos con Acciona, S.A., accionista
mayoritario de la Sociedad Dominante del Grupo, son los siguientes:
Saldos deudores /Ingresos
Saldos acreedores /Gastos
2023
2022
2023
2022
2
6
Acreedores comerciales
34
19
Saldos por tributación consolidada
86
78
47
95
Ingresos y gastos de explotación
58
47
Los saldos acreedores incluyen saldos correspondientes a la facturación por los servicios de apoyo a la gestión
realizada al Grupo por Acciona, S.A. Estas transacciones se han realizado a precios de mercado y al amparo de
lo dispuesto en el Acuerdo Marco de Relaciones suscrito entre el Grupo y Acciona, S.A. el 26 de mayo de 2021
que tiene por objeto regular las relaciones entre ambas sociedades y sus respectivos grupos (el “Acuerdo
Marco”).
Los saldos por tributación consolidada corresponden a los saldos acreedores y deudores por pertenecer al
mismo Grupo Fiscal del que es cabecera Acciona, S.A.
En marzo de 2023 se adquirieron a Acciona S.A. 100.000 acciones en autocartera, representativas del 0,03%
del capital social para dar cumplimiento a las obligaciones derivadas de los planes de retribución variable
mediante entrega de acciones para el Consejero Ejecutivo y demás directivos y empleados de Corporación
Acciona Energías Renovables, S.A.
Operaciones con empresas del Grupo Acciona
Al 31 de diciembre de 2023 y 2022, los saldos deudores y acreedores mantenidos con sociedades del Grupo
Acciona que consolidan en un nivel superior son los siguientes (sin considerar las realizadas con el accionista
mayoritario, detalladas anteriormente):
Saldos deudores /Ingresos
Saldos acreedores /Gastos
2023
2022
2023
2022
9
9
Anticipos entregados
4
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
137
34
Créditos / préstamos financieros
Saldos por tributación consolidada
8
8
5
6
Ingresos y gastos de explotación
32
41
486
142
Ingresos y gastos financieros
Al 31 de diciembre de 2023 y 2022, el importe pendiente de cobro y los ingresos generados corresponden,
fundamentalmente, a los saldos mantenidos con sociedades del Grupo Acciona por contratos de suministro
de energía eléctrica.
Los saldos y transacciones acreedoras comerciales corresponden principalmente a:
-
Los generados por operaciones realizadas en relación con la ejecución de contratos de
mantenimiento de diferentes plantas de generación de energía renovable del Grupo. Entre ellas, las
transacciones con el Grupo Nordex, que en 2023 han ascendido a 7 millones de euros.
-
Los generados por operaciones realizadas en relación con la construcción y adquisición de
inmovilizado para el desarrollo y la puesta en marcha de diferentes plantas de generación de energía
renovable del Grupo. Entre ellas, las transacciones con el Grupo Nordex, que en 2023 han ascendido
a 206 millones de euros. Adicionalmente el Grupo ha incorporado en el ejercicio 2023 a su
110
inmovilizado material anticipos de obra con el Grupo Nordex por importe de 152 millones de euros
en diferentes proyectos en construcción.
El Grupo Nordex ha pasado a lo largo del ejercicio 2023 de ser empresa asociada a ser empresa del Grupo
Acciona por el aumento de participación del Grupo Acciona sobre el Grupo Nordex y el consiguiente cambio
de método de consolidación.
Todas las transacciones se han realizado a precios de mercado.
Operaciones con empresas asociadas
Al 31 de diciembre de 2023 y 2022, los saldos deudores y acreedores mantenidos con empresas asociadas son
los siguientes:
Saldos deudores /Ingresos
Saldos acreedores /Gastos
2023
2022
2023
2022
Deudores comerciales (nota 13)
17
32
Créditos con entidades asociadas (nota 10)
41
30
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
15
361
Ingresos y Gastos de explotación
20
41
40
332
Ingresos y Gastos financieros
5
2
Estas transacciones se han realizado a precios de mercado y corresponden fundamentalmente a servicios de
instalaciones, gestión y mantenimiento de parques eólicos en la parte deudora.
En la parte acreedora, en el ejercicio 2022 los saldos y transacciones corresponden principalmente a las
operaciones con el Grupo Nordex:
-
Los generados por operaciones realizadas en relación con la ejecución de contratos de mantenimiento
de diferentes plantas de generación de energía renovable del Grupo por importe de 10 millones de
euros.
-
Los generados por operaciones realizadas en relación con la construcción y adquisición de
inmovilizado para el desarrollo y la puesta en marcha de diferentes plantas de generación de energía
renovable del Grupo por importe de 333 millones de euros.
Operaciones con otras partes vinculadas
Saldos deudores /Ingresos
Saldos acreedores /Gastos
2023
2022
2023
2022
Créditos / préstamos financieros (nota 20)
340
208
Ingresos y gastos financieros
19
16
El saldo acreedor a liquidar con otras partes vinculadas a 31 de diciembre de 2023 y 2022 recoge las
aportaciones financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones
del Grupo (ver nota 20).
Operaciones con Administradores y directivos
Se consideran “partes vinculadas” al Grupo, adicionalmente a las entidades dependientes, asociadas y
multigrupo, el “personal clave” de la Dirección de la Sociedad (miembros de su Consejo de Administración y
los Directores, junto a sus familiares cercanos), así como las entidades sobre las que el personal clave de la
Dirección pueda ejercer una influencia significativa o tener su control. Las condiciones de las transacciones
111
con partes vinculadas son equivalentes a las que se dan en transacciones hechas en condiciones de mercado
por operaciones propias de una relación comercial ordinaria, dentro del tráfico ordinario propio de las mismas
y en condiciones normales de mercado.
Además, como se menciona en la nota 33, existen dos planes quinquenales de acciones, uno para el Consejero
Ejecutivo y otro para la Alta Dirección del Grupo.
Durante los ejercicios 2023 y 2022 no han existido transacciones adicionales significativas realizadas por el
Grupo con las partes vinculadas a éste (accionistas significativos, miembros del Consejo de Administración y
Directores de la Sociedad y otras partes vinculadas).
33. Retribuciones y otras prestaciones
A.
Consejo de Administración
Durante el ejercicio 2023 las retribuciones devengadas por los miembros del Consejo de Administración de la
Sociedad, y teniendo en cuenta que dichas retribuciones son tomadas desde una perspectiva de sociedad
dominante y filiales fueron, en miles de euros, las que se relacionan en esta nota.
Según el artículo 29 de los Estatutos Sociales, la retribución de los Consejeros, en su condición de tales,
consistirá en una asignación anual fija y determinada por su pertenencia al Consejo de Administración y a las
Comisiones a las que pertenezca el consejero. El importe de las retribuciones que puede satisfacer la Compañía
al conjunto de sus Consejeros en su condición de tales será el que a tal efecto determine la Política de
Remuneraciones que deberá ser aprobada por la Junta General de Accionistas.
Salvo que la Junta General o la Política de Remuneraciones establezcan otra cosa, la fijación de la cantidad
exacta a abonar dentro de ese límite máximo y su distribución entre los distintos Consejeros corresponde al
Consejo de Administración conforme al presente marco estatutario y previo informe de la Comisión de
Nombramientos y Retribuciones, tomando en consideración las funciones y responsabilidades atribuidas a
cada Consejero, la pertenencia a comisiones del Consejo y las demás circunstancias objetivas que considere
relevantes.
Con independencia de lo previsto en el apartado anterior las retribuciones derivadas de la pertenencia al
Consejo de Administración serán compatibles con cualesquiera otras remuneraciones (sueldos fijos;
retribuciones variables, en función de la consecución de objetivos de negocio, corporativos y/o de desempeño
personal; indemnizaciones por cese del consejero por razón distinta al incumplimiento de sus deberes;
sistemas de previsión; conceptos retributivos de carácter diferido) que, previa propuesta de la Comisión de
Nombramientos y Retribuciones y por acuerdo del Consejo de Administración, pudieran corresponder al
Consejero por el desempeño en la Sociedad de otras funciones, sean estas funciones ejecutivas de alta
dirección o de otro tipo, distintas de las de supervisión y decisión colegiada que desarrollan como meros
miembros del consejo.
Previo acuerdo de la Junta General de Accionistas con el alcance legalmente exigido, los Consejeros ejecutivos
podrán también ser retribuidos mediante la entrega de acciones o de derechos de opción sobre las acciones,
o mediante otro sistema de remuneración que esté referenciado al valor de las acciones.
Asimismo, el artículo 43 del Reglamento del Consejo establece que el Consejo de Administración fija el régimen
de distribución de la retribución de los Consejeros dentro del marco establecido por los Estatutos.
112
El Consejo de Administración procurará que la retribución de los Consejeros sea moderada y acorde con la
que se satisfaga en el mercado en compañías de similar tamaño y actividad, favoreciendo las modalidades que
vinculen una parte significativa de la retribución a la dedicación a Corporación Acciona Energías Renovables,
S.A.
El régimen de retribución de los Consejeros independientes procurará ser suficiente para su dedicación sin
comprometer su independencia. La retribución de los Consejeros dominicales por su desempeño como
administradores deberá ser proporcionada a la de los demás Consejeros y no supondrá un trato de favor en la
retribución del accionista que los haya designado. El régimen de retribución atribuirá retribuciones análogas
a funciones y dedicación comparables.
Respecto a la retribución de los Consejeros ejecutivos, el artículo 44 del Reglamento dispone que el Consejo
de Administración procurará, además, que las políticas retributivas vigentes en cada momento incorporen,
para las retribuciones variables, cautelas técnicas precisas para asegurar que tales retribuciones guardan
relación con el desempeño profesional de sus beneficiarios y no derivan simplemente de la evolución general
de los mercados o del sector de actividad de la compañía o de otras circunstancias similares. La retribución de
los Consejeros será transparente.
La Junta General de Accionistas aprobó la Política de Remuneraciones para los Consejeros aplicable desde la
fecha efectiva de admisión a negociación de las acciones de Acciona Energía en el mercado regulado el 1 de
julio de 2021 y que mantendrá su vigencia hasta el año 2024.
Sin perjuicio de lo anterior, la Junta General de Accionistas aprobó en el año 2023 una nueva Política de
Remuneraciones para los Consejeros, aplicable desde su fecha efectiva de aprobación y para el trienio 2024,
2025 y 2026, como consecuencia de la incorporación de la Sociedad al IBEX-35, así como para lograr una mayor
alineación con las mejores prácticas y últimas tendencias de buen gobierno.
La actual Política de Remuneraciones aprobada establece que el importe máximo de la remuneración anual a
satisfacer al conjunto de los Consejeros en su condición de tales sea de 1.750 miles de euros y, salvo que la
Junta General de Accionistas determine otra cosa, la distribución de la retribución entre los Consejeros se
establecerá por acuerdo del Consejo de Administración, que deberá tomar en consideración las funciones y
responsabilidades atribuidas a cada Consejero, la pertenencia a comisiones del Consejo de Administración y
las demás circunstancias que considere relevantes. El Consejo de Administración estableció, a propuesta de la
Comisión de Nombramientos y Retribuciones los siguientes importes anuales:
Asignación
Importe (en
miles de euros)
Miembro del Consejo de Administración (*)
100
Adicional al Presidente del Consejo de Administración
Miembro de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad
70
Adicional al Presidente de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad
18
Miembro de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones
55
Adicional al Presidente de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones
14
Adicional por ser miembro de la Comisión Ejecutiva (en caso de constituirse)
55
Adicional por Consejero Independiente Coordinador
30
(*) Excepto Consejeros Ejecutivos
La Comisión de Nombramientos y Retribuciones consideró que las retribuciones establecidas son acordes con
lo que se satisface en el mercado en compañías de similar tamaño y actividad, que se retribuye de forma
análoga a funciones y dedicación comparables y que sin comprometer la independencia supone un incentivo
adecuado para la dedicación de los Consejeros en las distintas Comisiones.
113
La retribución total del Consejo de Administración por el desempeño de sus funciones como órgano de
administración de la Sociedad durante el ejercicio 2023 ha sido de un total de 1.332 miles de euros (1.332
miles de euros en el ejercicio 2022), según el siguiente desglose:
Remuneración
fija
Remuneración
por pertenencia
a Comisiones del
Consejo
2023
2022
D. José Manuel Entrecanales Domecq
D. Juan Ignacio Entrecanales Franco
D. Rafaél Mateo Alcalá (Consejero Ejecutivo)
Dña. Sonia Dulá
100
70
170
170
D. Juan Luis López Cardenete
100
63
163
155
Dña. Karen Christiana Figueres Olsen
100
55
155
155
D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld
100
63
163
155
Dña. Inés Elvira Andrade Moreno **
41
29
70
169
Dña. María Salgado Madriñán
100
69
169
188
D. Rosauro Varo Rodríguez
100
61
161
170
Dña. María Fanjul Suárez
100
81
181
170
Dña. María Teresa Quirós Álvarez *
59
41
100
Total
800
532
1.332
1.332
(*) Consejeros que causaron alta en el Consejo durante el año 2023.
(**) Consejeros que causaron baja en el Consejo durante el año 2023.
Durante los ejercicios 2023 y 2022, los Consejeros dominicales con funciones ejecutivas en la sociedad
dominante no recibieron remuneración alguna por sus funciones de Consejeros en condición de tales.
La remuneración en metálico del Consejero Ejecutivo por el desempeño de funciones ejecutivas de alta
dirección y por pertenencia al Consejo ha sido de 836 miles de euros en el ejercicio 2023 (718 miles de euros
en el ejercicio 2022). Adicionalmente, ha recibido retribuciones en especie por 27 miles de euros y 26 miles
de euros en los ejercicios 2023 y 2022, respectivamente, y un beneficio bruto por acciones consolidadas de
167 miles de euros en el ejercicio 2023, recibidas en concepto del 80% de la entrega anual de acciones
acordada por el Consejo de Administración en 2023, correspondiente a 3.596 acciones, a propuesta de la
Comisión de Nombramientos y Retribuciones, en atención a la consecución de objetivos y desempeño
vinculados a periodos anuales contemplados en el Plan 2021 del que se informa en esta misma nota; y a la
entrega anual del 20% de acciones correspondientes a la asignación en 2022 (1.025 acciones) y que quedaron
diferidas en un año. En 2022 recibió un beneficio bruto por acciones consolidadas de 112 miles de euros
recibidas en concepto del 80% de la entrega anual de acciones acordada por el Consejo de Administración en
2022 (4.099 acciones) a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones.
La remuneración total de los miembros del Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A., incluida la remuneración por funciones ejecutivas, en su condición de Consejeros de dicha
compañía ha sido de 2.362 miles de euros y 2.188 miles de euros en los ejercicios 2023 y 2022,
respectivamente.
No se han otorgado anticipos, créditos ni garantías a favor de los miembros del Órgano de Administración.
114
B.
Alta Dirección
El detalle de las personas que desempeñaron cargos de dirección en su condición de Senior Management del
Grupo Corporación Acciona Energías Renovables (teniendo en cuenta la sociedad dominante y filiales) durante
el ejercicio 2023 fue el siguiente:
Nombre
Cargo/s
Ana Benita Aramendia
Directora de Organización y Talento
Antonio Ferreiro Viña
Director de Compras y Logística
Arantza Ezpeleta Puras
Directora de Operaciones
Belén Linares Corell
Directora de Innovación
Brett Wickham
Director País Australia
David Liste Alba
Director de Servicios Energéticos
Elvira López Prados
Oficina del CEO
Francisco Javier Montes Jiménez
Director Comercial
Ignacio del Romero Montes
Auditoría Interna
Joaquín Ancín Viguiristi
Director Ingeniería y Construcción
Joaquín Francisco Castillo García
Director País Norteamérica
Jorge Paso Cañabate
Director País México y Centroamérica
José Entrecanales Carrión
Director Financiero y de Sostenibilidad
Juan Otazu Aguerri
Director de Producción
Klaus Falgiani
Director País Europa y Norte de África
Marta Simón Benito
Cumplimiento
Miguel Ortiz de Latierro Imaz
Director Prevención, Responsabilidad Social, Medio Ambiente y Calidad
Rafael Esteban Fernández de Córdoba
Director de Desarrollo
Raimundo Fernández-Cuesta Laborde
Director de Finanzas y Relación con Inversores
Santiago Gómez Ramos
Director de Gestión de Energía
Yolanda Herrán Azanza
Directora de Legal
115
El detalle de personas que desempeñaron cargos de dirección en su condición de Senior Management del
Grupo Corporación Acciona Energías Renovables (teniendo en cuenta la sociedad dominante y filiales) durante
el ejercicio 2022 fue el siguiente:
Nombre
Cargo/s
Ana Benita Aramendia
Directora de Organización y Talento
Antonio Ferreiro Viña
Director de Compras y Logística
Arantza Ezpeleta Puras
CFSO
Belén Linares Corell
Directora de Innovación
Brett Wickham
Director País Australia
Elvira López Prados
Oficina del CEO
Francisco Javier Montes Jiménez
Director Comercial
Ignacio del Romero Montes
Auditoría Interna
Joaquín Ancín Viguiristi
Director Ingeniería y Construcción
Joaquín Francisco Castillo García
Director País Norteamérica
Jorge Paso Cañabate
Director País México y Centroamérica
José Entrecanales Carrión
Director Desarrollo Corporativo y Estrategia
José Ignacio Escobar Troncoso
Director País Sudamérica
Juan Otazu Aguerri
Director de Producción
Klaus Falgiani
Director País Europa y Norte de África
Maite Ecay Marchite
Directora de Organización, Talento y Salud
Miguel Ángel Alonso Rubio
Director País México y Centroamérica
Miguel Ortiz de Latierro Imaz
Director Prevención, Responsabilidad Social, Medio Ambiente y Calidad
Rafael Esteban Fernández de Córdoba
Director de Desarrollo
Raimundo Fernández-Cuesta Laborde
Director de Finanzas y Relación con Inversores
Santiago Gómez Ramos
Director de Gestión de Energía
Yolanda Herrán Azanza
Directora de Legal
En los detalles anteriores se incluye a las personas que ocupan cargos de dirección en su condición de Senior
Management del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables y al responsable de auditoría interna. Esta
calificación se hace a efectos meramente informativos y en ningún caso ha de tomarse como elemento
interpretativo o de valoración con respecto al concepto de alta dirección establecido en la normativa vigente
y en particular en el Real Decreto 1382/1985.
La remuneración de las personas que ocupan cargos de dirección en su condición de Senior Management,
excluidos quienes, simultáneamente, tienen la condición de miembro del Consejo de Administración (cuyas
retribuciones han sido detalladas anteriormente) durante los ejercicios 2023 y 2022 puede resumirse en la
forma siguiente:
2023
2022
Número de personas
21
22
Retribución (miles de euros)
8.118
8.725
El importe reflejado en los ejercicios 2023 y 2022 incluye aquellas cantidades derivadas de indemnizaciones
abonadas a los directivos que han causado baja en dicho ejercicio por la extinción de sus relaciones
contractuales.
El Grupo procede a registrar, dentro del epígrafe “Gastos de personal” de la cuenta de resultados consolidada
del ejercicio, el coste devengado en el mismo, estimado en base a la evolución de las variables que dan derecho
al cobro de las compensaciones variables correspondientes y que se liquida una vez realizada la entrega de las
116
acciones a cada empleado. Para los casos en los que el plan de entrega sea de acciones del accionista
mayoritario del Grupo, el coste se registra con cargo a una cuenta por pagar con Acciona, S.A.
A continuación, se detallan los diferentes planes de entrega de acciones aprobados por el Grupo Corporación
Acciona Energías Renovables a la fecha de presentación de las presentes cuentas anuales consolidadas del
Grupo y sus características y alcance dentro de los diferentes niveles de la estructura de personal.
Plan 2021 de “performance shares” y entrega de acciones dirigido a los Consejeros Ejecutivos de Corporación
Acciona Energías Renovables, S.A. de Incentivo a Largo Plazo Vinculado a la Creación de Valor
La Compañía tiene en vigor un plan de incentivo a largo plazo vinculado a los objetivos de crecimiento y
sostenibilidad establecidos en el Plan de Negocio para el periodo 2021-2025, que se denomina “Plan 2021 de
“performance shares” y entrega de acciones dirigido a los Consejeros Ejecutivos de Corporación Acciona
Energías Renovables, S.A.” o “Plan 2021”, aprobado por la Junta General Extraordinaria de accionistas de
Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. en su reunión de 26 de mayo de 2021, en el contexto de su
salida a bolsa, y cuyas características principales son las siguientes:
Beneficiarios del plan:
quienes durante la vigencia del Plan 2021 ostenten la condición de Consejeros con funciones ejecutivas del
Grupo Corporación Acciona Energías Renovables.
Duración del plan:
desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2025.
Métricas empleadas para medir el grado de consecución de los objetivos:
Métricas financieras:
(i)
Potencia instalada total, medida en Gigawatios (GW).
(ii)
“EBITDA”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de
intereses, impuestos, amortizaciones y depreciaciones.
(iii)
“BAI”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de impuestos.
Métricas de sostenibilidad:
(i)
Reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO2).
(ii)
Incremento del número de mujeres en puestos gerenciales y directivos.
(iii)
Implantación de planes regenerativos locales a nuevos GWs.
Otras métricas:
(i)
Retorno total del accionista (RTA), en términos absolutos y relativos, definido como la diferencia
entre el valor final de una inversión en acciones ordinarias y el valor inicial de esa misma inversión,
teniendo en cuenta que para el cálculo de dicho valor final se considerarán los dividendos u otros
conceptos similares percibidos por el accionista durante el periodo de vigencia del plan.
(ii)
Tasa interna de retorno (“TIR”) de los proyectos invertidos sobre el coste medio ponderado del
capital (“WACC”) prevalente en el momento de aprobación de la inversión.
(iii)
Pipeline de proyectos.
(iv)
Cumplimiento de las reglas y procedimientos internos y políticas de control y gestión de riesgos.
Cálculo del incentivo:
Los datos obtenidos en cada una de las métricas se cuantificarán en 2026, con los datos
agregados del quinquenio 2021-2025, y se compararán con los objetivos del Plan de Negocio para cada una
117
de esas métricas. El coeficiente entre el dato real de cada magnitud y su correspondiente objetivo indicará, en
porcentaje, la medición real del grado en que se ha cumplido el objetivo establecido para cada métrica.
Esta medición del grado de cumplimiento del objetivo de cada métrica se denominará “Nivel de Consecución”
del objetivo.
Será requisito para calcular el Coeficiente de Logro Individual del objetivo de cada métrica y, por tanto, el
Incentivo del Beneficiario, que el sumatorio de los productos que resulten de multiplicar el Nivel de
Consecución del objetivo de cada una de las métricas Financieras y de Sostenibilidad por la ponderación que
la correspondiente métrica Financiera y de Sostenibilidad tenga atribuida como peso relativo sea igual o
superior al 65%. En el caso de que tal sumatorio resulte inferior al 65%, el Beneficiario no tendrá derecho a
recibir incentivo alguno en aplicación del “Plan 2021 Consejeros”.
Pago del incentivo y diferimiento:
El Coeficiente de Logro será el multiplicador que se aplicará a la Asignación
Inicial del Beneficiario y el resultado así obtenido será el número de Performance Shares que corresponderá
al Beneficiario como “Asignación Final”. Cumplidas determinadas condiciones, la entrega de acciones se
producirá en un 80% en el año 2026 una vez celebrada la Junta General ordinaria de ese año y el restante 20%
de las Acciones se entregará de forma diferida en el año 2027, una vez celebrada la Junta General ordinaria
de ese año y habiendo transcurrido como mínimo un año desde la fecha en que se entregó el 80% inicial de
las Acciones.
Malus y clawback:
Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. podrá reclamar al Consejero Ejecutivo
dentro de los tres años siguientes a cada fecha en que se haya efectuado un pago del incentivo (incluyendo el
pago de la parte del incentivo abonada de forma diferida) la devolución (clawback), en todo o parte, del
incentivo abonado al Consejero Ejecutivo si durante el referido periodo concurre, a juicio del Consejo de
Administración, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, cualquiera de los siguientes
supuestos (Malus):
(i)
el Consejero Ejecutivo incurre en un incumplimiento grave de los deberes de diligencia o lealtad
conforme a los cuales debe desempeñar su cargo, o por cualquier otro incumplimiento grave y
culpable de las obligaciones que el Consejero Ejecutivo tenga asumidas en virtud de sus contratos
con el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables para el desarrollo de sus funciones
ejecutivas o,
(ii)
se constata que el Consejero Ejecutivo ha percibido el incentivo en ejecución del plan con base en
datos cuya inexactitud quede posteriormente demostrada de forma manifiesta.
Liquidación anticipada:
En atención al interés social y en caso de que se den circunstancias que lo hagan
aconsejable para el Grupo a juicio del Consejo de Administración, previa consideración de la recomendación
de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, podrá anticipar la Asignación Final y el pago del incentivo
mediante la entrega de las Acciones a los Beneficiarios teniendo en cuenta la evolución en el cumplimiento de
los objetivos e indicadores previstos en este Reglamento hasta ese momento, así como la previsión de futuro
en cuanto a su logro.
Plan 2021 de “performance shares” y entrega de acciones dirigido a la dirección de Corporación Acciona
Energías Renovables, S.A. de Incentivo a Largo Plazo Vinculado a la Creación de Valor
El Grupo tiene en vigor un plan de incentivo a largo plazo vinculado a los objetivos de crecimiento y
sostenibilidad establecidos en el Plan de Negocio para el periodo 2021-2025, que se denomina “Plan 2021
Directivos”, aprobado por el Consejo de Administración en su sesión del día 31 de mayo de 2021 y cuyas
características principales son siguientes:
118
Beneficiarios del plan:
Los Directivos del Grupo Corporación Acciona Energías Renovable y aquellos otros
empleados a los que el Consejo de Administración, previo informe de la Comisión de Nombramientos y
Retribuciones, extienda el beneficio de participación.
Duración del plan:
desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2025.
Métricas empleadas para medir el grado de consecución de los objetivos:
Métricas financieras:
(iv)
Potencia instalada total, medida en Gigawatios (GW).
(v)
“EBITDA”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de
intereses, impuestos, amortizaciones y depreciaciones.
(vi)
“BAI”, definido como el valor acumulado en el periodo de la cifra del beneficio antes de impuestos.
Métricas de sostenibilidad:
(iv)
Reducción de las emisiones de dióxido de carbono (CO2).
(v)
Incremento del número de mujeres en puestos gerenciales y directivos.
(vi)
Implantación de planes regenerativos locales a nuevos GWs.
Otras métricas:
(v)
Retorno total del accionista (RTA), en términos absolutos y relativos, definido como la diferencia
entre el valor final de una inversión en acciones ordinarias y el valor inicial de esa misma inversión,
teniendo en cuenta que para el cálculo de dicho valor final se considerarán los dividendos u otros
conceptos similares percibidos por el accionista durante el periodo de vigencia del plan.
(vi)
Tasa interna de retorno (“TIR”) de los proyectos invertidos sobre el coste medio ponderado del
capital (“WACC”) prevalente en el momento de aprobación de la inversión.
(vii)
Pipeline de proyectos.
(viii)
Cumplimiento de las reglas y procedimientos internos y políticas de control y gestión de riesgos.
Cálculo del incentivo:
Los datos obtenidos en cada una de las métricas se cuantificarán en 2026, con los datos
agregados del quinquenio 2021-2025, y se compararán con los objetivos del Plan de Negocio para cada una
de esas métricas. El coeficiente entre el dato real de cada magnitud y su correspondiente objetivo indicará, en
porcentaje, la medición real del grado en que se ha cumplido el objetivo establecido para cada métrica.
Esta medición del grado de cumplimiento del objetivo de cada métrica se denominará “Nivel de Consecución”
del objetivo.
Será requisito para calcular el Coeficiente de Logro Individual del objetivo de cada métrica y, por tanto, el
Incentivo del Beneficiario, que el sumatorio de los productos que resulten de multiplicar el Nivel de
Consecución del objetivo de cada una de las métricas Financieras y de Sostenibilidad por la ponderación que
la correspondiente métrica Financiera y de Sostenibilidad tenga atribuida como peso relativo sea igual o
superior al 65%. En el caso de que tal sumatorio resulte inferior al 65%, el Beneficiario no tendrá derecho a
recibir incentivo alguno en aplicación del “Plan 2021 Directivos”.
Pago del incentivo y diferimiento:
El Coeficiente de Logro será el multiplicador que se aplicará a la Asignación
Inicial del Beneficiario y el resultado así obtenido será el número de Performance Shares que corresponderá
al Beneficiario como “Asignación Final”. La entrega de acciones se producirá en el año 2026 una vez celebrada
la Junta General ordinaria de ese año.
119
Entrega plurianual de acciones:
Durante la vigencia del “Plan 2021 Directivos”, el Consejo de Administración,
a propuesta de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, podrá, de forma unilateral y con plena
discrecionalidad, decidir la asignación y entrega de acciones de manera extraordinaria (y de forma totalmente
independiente de las entregas previstas en otros planes de entrega de acciones aplicable aprobados tanto por
el Grupo como por su accionista de referencia) respecto de un período plurianual de un mínimo de tres años
y sin exceder la duración del “Plan 2021 Directivos” como resultado de la consecución de resultados
extraordinarios de la unidad de negocio o funcional respecto de la que el correspondiente Beneficiario tenga
responsabilidades de gestión.
El Beneficiario de la entrega plurianual de acciones no podrá enajenar, gravar ni disponer de las mismas por
título alguno (salvo mortis causa), ni constituir sobre ellas ningún derecho de opción ni ningún otro limitativo
del dominio o de garantía respecto del 50% de las acciones que le sean entregadas, durante el plazo de un año
desde su fecha de entrega y respecto del 50% restante durante el plazo de dos años desde su fecha de entrega.
Opción de recompra:
El “Plan 2021 Directivos” contempla una opción de recompra a favor de Corporación
Acciona Energías Renovables, S.A. sobre el 100% de las acciones entregadas durante el primer año desde su
fecha de entrega y sobre el 50% de las acciones entregadas durante el segundo año desde su fecha de entrega,
en caso de que concurran determinadas circunstancias.
En virtud de este Plan 2021 de entrega de acciones dirigido a la dirección, el número de acciones de
Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. entregadas a los Beneficiarios no consejeros ejecutivos, en
atención al pago de parte de su retribución variable de 2022, asciende a 21.920 acciones entregadas a 15
directivos.
Dado que este Plan tiene un devengo trianual, una tercera parte de los valores razonables citados
anteriormente, se encuentra recogido en el epígrafe de Gastos de personal de la cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada a 31 de diciembre de 2023. Los dos tercios restantes se imputarán a la cuenta de
resultados de los ejercicios 2024 y 2025.
Plan de sustitución de retribución variable por acciones
El Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., a propuesta del Comité de
Nombramientos y Retribuciones de esa sociedad, con el fin de potenciar y extender los objetivos de
fidelización y retención a los directivos del Grupo, aprobó el 23 de febrero de 2022 el “Plan de Sustitución de
Retribución Variable por acciones de Acciona Energía, dirigido a la dirección de Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A. y su grupo” (el Plan de Sustitución) cuyas características son las siguientes:
Finalidad:
Retener e incentivar eficazmente al equipo directivo y lograr una mayor alineación de sus intereses
con los de la Sociedad y su Grupo.
Duración inicial:
Cinco años, desde 1 de enero de 2022 a 31 de diciembre de 2026.
Objeto:
Ofrecer de forma discrecional a determinados directivos de Corporación Acciona Energías Renovables,
S.A. y su Grupo la opción de sustituir o canjear todo o parte de su retribución variable en efectivo por acciones
de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. de acuerdo con una ecuación de canje que se determinará
cada año. La ecuación de canje aprobada conlleva un incentivo del 25% sobre la retribución variable sustituida.
Beneficiarios:
Aquellos directivos que el Consejo de Administración libremente proponga. Quedan excluidos
de este Plan los Consejeros Ejecutivos.
120
Indisponibilidad de las acciones entregadas:
Con carácter general, las acciones entregadas no podrán ser
enajenadas, gravadas ni dispuestas por título alguno (salvo mortis causa), ni constituir sobre ellas ningún
derecho de opción ni ningún otro limitativo del dominio o de garantía, hasta después del 31 de marzo del
tercer año siguiente a aquel dentro del cual hayan sido entregadas las acciones al Beneficiario.
Las acciones propias transmitidas a estos Beneficiarios correspondientes al incentivo, y no la parte de las
acciones correspondiente a la retribución sustituida quedarán sujetas a un derecho de recompra a favor de
Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y ejercitable en caso de que el Beneficiario adquirente de las
acciones cese en su dedicación profesional a la sociedad o su Grupo antes del 31 de marzo del tercer año
siguiente a aquel en que se realice la entrega por causa imputable al Beneficiario.
El precio de las acciones que se tomará como referencia para determinar la ecuación de canje será el precio
de cotización de cierre del último día bursátil del mes de marzo del año en que el Consejo de Administración
acuerde la asignación de la opción de sustitución.
Durante el primer semestre de 2023 se han entregado 9.664 acciones de la Sociedad a 20 directivos del grupo
en pago de parte de su retribución variable en efectivo del año 2022 en aplicación del Plan de Sustitución.
El día 22 de febrero de 2023 el Consejo de Administración a propuesta de la Comisión de Nombramientos y
Retribuciones acordó ampliar el Plan de Sustitución de Retribución variable en acciones de los directivos con
un incentivo del 25% ligado a permanencia dirigido a todos los empleados con retribución variable a nivel
global. La participación en el Plan es voluntaria.
Este Plan no es aplicable a los consejeros ejecutivos, por ser su relación de carácter mercantil y no laboral, ni
a los directores.
El Plan de Sustitución para empleados ha sido establecido en Australia durante el primer semestre del año
2023. En aplicación de dicho plan en Australia, en el ejercicio 2023 se han entregado 2.601 acciones a
empleados del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables.
Plan de accionistas
El Consejo de Administración de Acciona acordó por unanimidad y previa recomendación de la Comisión de
Nombramientos y Retribuciones, la aprobación de un nuevo “Plan de Accionistas” de aplicación general a
todos los empleados con residencia fiscal en España que permite redistribuir parte de la retribución dineraria
variable y/o fija con un límite de 12.000 euros anuales mediante la entrega de acciones de la Sociedad de
acuerdo con el actual marco normativo, que favorece fiscalmente este tipo de planes.
Se trata de un plan totalmente voluntario que ofrece a todos los empleados del Grupo Corporación Acciona
Energías Renovables con residencia fiscal en España la posibilidad de participar en los resultados
convirtiéndose en accionista de ese Grupo.
Este Plan no es aplicable a los consejeros ejecutivos, por ser su relación de carácter mercantil y no laboral.
Durante la primera quincena del mes de abril de 2023, se han entregado 77.139 acciones valoradas al precio
de cotización del cierre bursátil del día 31 de marzo de 2023.
El día 22 de febrero de 2023 el Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión de Nombramientos y
Retribuciones, acordó ampliar el Plan de Accionistas de aplicación general a todos los empleados con
residencia fiscal en Australia. La participación en el Plan es voluntaria.
121
El Plan de Accionistas para empleados ha sido establecido en Australia durante el segundo semestre del año
2023. En aplicación de dicho plan en Australia, en el ejercicio 2023 se han entregado 650 acciones a empleados
del Grupo Acciona Energía.
La Sociedad ha determinado el valor razonable de los bienes y servicios recibidos por referencia al valor
razonable de los instrumentos de patrimonio concedidos en base a los planes de acciones anteriormente
descritos.
Plan de Ahorro
El Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., previa recomendación de la
Comisión de Nombramientos y Retribuciones de la sociedad, aprobó el 23 de marzo de 2022 un Plan de Ahorro
vinculado a la supervivencia a una determinada edad, incapacidad permanente en los grados de total, absoluta
y gran invalidez, y fallecimiento (“Plan de Ahorro”) dirigido, exclusivamente a los Consejeros Ejecutivos de la
Sociedad. Sus características básicas son las siguientes:
a)
Es un sistema de previsión social de la modalidad de aportación definida.
b)
Es un sistema que se dota externamente mediante el pago por la sociedad de primas anuales a una
entidad aseguradora y a favor del Participante para la cobertura de supervivencia y las contingencias
de riesgo, esto es: (i) fallecimiento e (ii) incapacidad permanente en los grados previstos en el
Reglamento.
c)
En el supuesto de que los participantes cesen en el cargo de Consejeros Ejecutivos de Corporación
Acciona Energías Renovables, S.A. por cualquier causa, la Sociedad dejará de satisfacer las primas al
Plan de Ahorro en la fecha en la que cesen fehacientemente en el cargo, sin perjuicio de los derechos
económicos que se reconozcan a los Participantes.
d)
El abono de la prestación derivada del Plan de Ahorro será realizado directamente por la entidad
aseguradora a los participantes, neto de las correspondientes retenciones o ingresos a cuenta del IRPF
que, en su caso, sean aplicables, y que serán a cargo del beneficiario de la Prestación. Para el resto de
contingencias, el abono de la prestación también será realizado directamente por la entidad
aseguradora a sus causahabientes.
e)
La condición de participante del Plan de Ahorro se perderá en caso de jubilación, cuando acaezca
cualquiera de las contingencias de riesgo cubiertas y cobro de la prestación o en caso de cese en el
cargo de Consejero Ejecutivo de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. por cualquier causa
distinta de las anteriores.
El funcionamiento actual del Plan de Ahorro del Consejero Ejecutivo consiste en la realización de aportaciones
en exclusiva a cargo de la retribución variable anual del Consejero Ejecutivo, siendo el propio Consejero
Ejecutivo quien decide liquidar todo o parte de su retribución variable anual a través de aportaciones
extraordinarias al Plan de Ahorro. Fuera de estas aportaciones decididas por el Consejero Ejecutivo a cargo de
su retribución variable, la sociedad no realiza actualmente aportaciones adicionales al Plan de Ahorro.
La retribución variable se liquida en metálico, bien en el momento de su abono o diferida a través de una
aportación al Plan de Ahorro. Las aportaciones diferidas a través de aportaciones al Plan de Ahorro a favor de
los Consejeros Ejecutivos con cargo a la retribución variable del ejercicio 2022 que se realizaron en 2023 fueron
de 500 miles de euros. El importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por
el Consejero en esta materia asciende a 1.038 miles de euros a 31 de diciembre de 2023.
122
C.
Auditor
Durante los ejercicios 2023 y 2022, los honorarios relativos a los servicios de auditoría de cuentas y otros
servicios prestados por el auditor de las cuentas anuales consolidadas del Grupo, KPMG Auditores, S.L., y por
empresas pertenecientes a la red KPMG, así como los honorarios por servicios facturados por los auditores de
cuentas anuales de las sociedades incluidas en la consolidación y por las entidades vinculadas a éstos por
control, propiedad común o gestión, han sido los siguientes:
Servicios prestados por el auditor principal
Servicios prestados por otras firmas de
auditoría
2023
2022
2023
2022
Auditoría
3
2
--
--
Total servicios de auditoría y relacionados
3
2
--
--
Servicios de asesoramiento fiscal
--
--
2
2
Otros servicios
--
--
2
2
Total otros servicios profesionales
--
--
4
4
.
Los honorarios correspondientes a los servicios prestados por la empresa auditora KPMG Auditores, S.L. de las
cuentas anuales del Grupo han sido:
-
Servicios de auditoría por 0,9 millones de euros en 2023 (0,9 millones de euros en 2022).
-
Otros servicios de verificación por importe de 0,2 millón de euros en el ejercicio 2023 (0,2 millones de
euros en 2022), que incluyen servicios cuya prestación por los auditores de cuentas es práctica habitual y
se corresponden con las revisiones limitadas de estados financieros intermedios, servicios de emisión de
comfort letters relacionados con valores, el informe referido a la Información relativa al Sistema de Control
interno sobre la Información Financiera, así como los informes sobre procedimientos acordados de
certificación de ratios financieros.
Por otro lado, bajo el concepto de “servicios de asesoramiento fiscal” se incluyen, fundamentalmente,
honorarios por servicios de asesoramiento en la documentación de precios de transferencia, en impuesto
sobre sociedades y tributación directa e indirecta. Por último, bajo el concepto de “otros servicios” se incluyen
fundamentalmente servicios en el ámbito de la responsabilidad social corporativa, informes de expertos
independientes y otros servicios.
34. Otra información referente a Administradores
De conformidad con lo establecido en el artículo 229 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el
que se prueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital, a 31 de diciembre de 2023, de la
información disponible por la Sociedad y la que ha sido comunicada por los Consejeros y personas vinculadas
a ellos, no se han incurrido en situaciones de conflicto, ya sea directo o indirecto, con el interés de la Sociedad.
123
35. Periodo medio de pago a proveedores en operaciones comerciales
A continuación, se detalla la información requerida por la Disposición final segunda de la Ley 31/2014, de 3 de
diciembre, que ha sido preparada aplicando la Resolución del Instituto de Contabilidad y Auditoría de Cuentas
de fecha 29 de enero de 2016. Dicha información se refiere al ámbito nacional al que exclusivamente aplica
esta normativa:
Periodo medio de pago y pagos realizados y pendientes de pago en
la fecha de cierre de balance
2023
2022
Días
Días
Periodo medio de pago a proveedores
14,32
12,51
Ratio de operaciones pagadas
13,61
12,03
Ratio de operaciones pendientes de pago
36,21
48,24
Importes
(millones de
euros)
Importes
(millones de
euros)
Total pagos realizados
2.357
3.884
Total pagos pendientes
77
52
Se entenderá por “Periodo medio de pago a proveedores” al plazo que transcurre desde la entrega de bienes
o prestación de servicios a cargo del proveedor hasta el pago de la operación.
Dicho “Periodo medio de pago a proveedores” se calcula como el cociente formado en el numerador por el
sumatorio de la ratio de operaciones pagadas por el importe total de los pagos realizados más la ratio de
operaciones pendientes de pago por el importe total de pagos pendientes y, en el denominador, por el importe
total de pagos realizados y los pagos pendientes.
La ratio de operaciones pagadas se calcula como el cociente formado en el numerador por el sumatorio de los
productos correspondientes a los importes pagados, por el número de días de pago (días naturales
transcurridos desde que se inicia el cómputo del plazo hasta el pago material de operación) y, en el
denominador, el importe total de pagos realizados.
Asimismo, la ratio de operaciones pendientes de pago corresponde al cociente formulado en el numerador
por el sumatorio de los productos correspondientes a los importes pendientes de pago, por el número de días
pendiente de pago (días naturales transcurridos que se inicia el cómputo del plazo hasta el día de cierre de las
cuentas anuales) y, en el denominador, el importe total de pagos pendientes.
Adicionalmente, se detalla la información requerida por Ley 18/2022, de 28 de septiembre, de Creación y
Crecimiento de Empresas en cuanto a las facturas pagadas en un periodo inferior al máximo establecido en la
normativa de morosidad:
Facturas pagadas dentro del periodo legal
2023
2022
Volumen monetario pagado en euros (millones de euros)
2.296
3.783
Porcentaje que supone sobre el total monetario de pagos a los proveedores
97%
97%
Número de facturas pagadas
366
129.929
Porcentaje sobre el número total de facturas pagadas a proveedores
92%
89%
124
ANEXO I
SOCIEDADES DEL GRUPO
Las sociedades dependientes de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. consideradas como Grupo
tienen su configuración como tales de acuerdo con las NIIF-UE. Las incluidas en la consolidación de 31 de
diciembre de 2023, por integración global y la información relacionada con las mismas, son las siguientes
(importes en millones de euros):
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Aberdeen Wind Facility 1 Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Acciona Administración Energía Dos, S.L.U.
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Administración Energía Tres, S.L.U.
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Administración Energía, S.L.U.
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Airport Customer Services Gmbh
Alemania
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Biocombustibles, S.A.U.
España
Sociedad de cartera
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Biomasa, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Desarrollo Corporativo Energía, S.L.U.
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Distributed Generation Chile SPA
Chile
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Distributed Generation, S.L.U.
España
Energía solar
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Energía Atlanta I, S.L.U.
España
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energía Atlanta II, S.L.U.
España
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energía Atlanta III, S.L.U.
España
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energía Brasil LTDA
Brasil
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energía Carbon Technologies, S.L.U.
(antes Acciona Energía Inversiones Corea,
S.L.U.)
España
Sociedad de cartera
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Energía Chile Holdings, S.A.
A
Chile
Comercialización
100%
Acciona Energía Chile, S.A.
Acciona Energía Chile, SpA
A
Chile
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energía Colombia SAS
Colombia
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energía Costa Rica, S.A.
Costa Rica
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energía Dominicana, S.R.L.
República
Dominicana
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energia Financiacion Filiales Australia
Pty Ltd
A
Australia
Financiera
100%
Acciona Energía Financiación
Filiales, S.A.
Acciona Energía Financiación Filiales, S.A.U.
A
España
Financiera
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Energía Global Egypt, LLC
A
Egipto
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energia Global Italia, S.R.L.
A
Italia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energía Global, S.L.U.
A
España
Sociedad de cartera
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Energía Internacional, S.A.
A
España
Sociedad de cartera
75%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Energía México, S.R.L. de C.V.
A
México
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energía Perú S.A.C.
Perú
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energia Re
Luxemburgo
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Energía Servicios México, S. de RL de
C.V.
A
México
Construcción
100%
AE Mex Global S. de R.L. de C.V.
Acciona Energija Global Croatia d.o.o.
Croacia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energija, d.o.o.
Croacia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy Australia Global, Pty. Ltd
A
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
125
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Acciona Energy Canada Global Corp.
Canadá
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy Global Ucrania LLC
A
Ucrania
Sociedad de cartera
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Acciona Energy India Private, Ltd
C
India
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy North America Corp.
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energy Oceania Construction, Pty. Ltd
Australia
Construcción
100%
Acciona Energy Australia Global,
Pty. Ltd
Acciona Energy Oceania Financial Services, PYL,
Ltd.
A
Australia
Financiera
100%
Acciona Energy Australia Global,
Pty. Ltd
Acciona Energy Oceania Pty. Ltd
A
Australia
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energy Poland Global, Sp. Z.o.o.
A
Polonia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy Poland Maintenance Services,
Sp. Z.o.o.
A
Polonia
Mantenimiento
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Acciona Energy Poland, Sp. Z.o.o.
A
Polonia
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energy Singapore PTE LTD
A
Singapur
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy South Africa Global Pty. Ltd.
A
Sudáfrica
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy South Africa O&M (Proprietary)
Limited (antes Firefly Investments 238
(proprietary) Limited)
C
Sudáfrica
Mantenimiento
80%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Acciona Energy South Africa Pty. Ltd.
A
Sudáfrica
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energy USA Global, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Eólica Calabria, S.R.L.
Italia
Energía eólica
100%
Acciona Energia Global Italia, S.R.L.
Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L.
A
Italia
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Eólica de Castilla La Mancha, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U.
Acciona Eólica de Galicia, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Eólica Levante, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U.
Acciona Eólica Portugal, S.A.
A
Portugal
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Eólica Santa Cruz, S. de R.L. de C.V.
A
México
Energía eólica
100%
AE Mex Global S. de R.L. de C.V.
Acciona Esco Belgium S.R.L.
Bélgica
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Esco France S.A.S.U.
Francia
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Esco, S.L.U.
A
España
Energía eficiencia
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Facility Services Efficient Energy UK
Limited
Reino Unido
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Facility Services Germany Gmbh
Alemania
Energía eficiencia
100%
Acciona Airport Customer Services
GMBH
Acciona Facility Services Poland Sp. Z.o.o.
Polonia
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Generación Renovable, S.A.U.
A
España
Energía (varios)
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Green Energy Developments, S.L.U.
A
España
Comercialización
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Green Energy Portugal, Lda
Portugal
Comercialización
100%
Green Energy Developments, S.L.U.
Acciona Portugal II – Energia Global, LDA
Portugal
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Power Marketing USA, LLC
EEUU
Energía eólica
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Acciona Proyectos Renovables para Hidrógeno,
S.L.U.
España
Energía hidrógeno
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Recarga,S.L.
A
España
Energía puntos recarga
93,6%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Saltos de Agua, S.L.U.
A
España
Energía hidráulica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Acciona Servicios Energéticos, S.L.R. de C.V.
México
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Solar Energy, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energy North America
Corp.
Acciona Solar Holdings Pty. Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Solar Power, Inc.
EEUU
Mantenimiento
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Acciona Solar Pty. Ltd.
Australia
Energía solar
100%
Acciona Solar Holdings Pty. Ltd.
Acciona Solar, S.A.U.
España
Energía solar
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Suministradora México, S. de R.L. de
C.V.
A
México
Comercialización
100%
Acciona Green Energy
Development, S.L.U.
Acciona Wind Energy Canada Inc.
Canadá
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
126
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Acciona Wind Energy Private, Ltd
C
India
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Wind Energy USA, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Corp.
AE Mex Global S. de R.L. de C.V.
A
México
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
AEGC Forty Mile Wind LP
A
Canadá
Energía eólica
100%
Acciona Energy Canada Global
Corp.
AEUG Asset Holdco Canada Inc
Canadá
Energía eólica
100%
Acciona Renewable Energy Canada
Hold. LLC
AEUG Asset Holdco US, LLC
EEUU
Energía eólica
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
AEUG Fleming Solar, LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
AEUG Solar Development LLC
AEUG Madison Solar, LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
AEUG Solar Development LLC
AEUG Real Estate, LLC
EEUU
Energía eólica
100%
Acciona Energy USA Global LLC
AEUG Solar Development LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
AEUG Solar Holdco LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
AEUG Union Solar, LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
AEUG Solar Development LLC
Alabe Proyectos Eólicos, S.A.
España
Sociedad de cartera
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Aldoga Solar Farm Holdings pty LTD
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Aldoga Solar Farm pty LTD
Australia
Energía solar
100%
Aldoga Solar Farm Holdings pty LTD
Alfa SPA
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Almeyda SPA
A
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Alsubh Solar Energy Holdings, S.A.U.
A
España
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Amper Central Solar, S.A.
A
Portugal
Energía solar
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Anchor Wind, LLC
EEUU
Energía eólica
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Apoderada Corporativa General, S.A.U.
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Ardenna, SPA
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Artsyz-Solar LLC
A
Ucrania
Energía solar
94,4%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Baltyk Energia Sp. Z.o.o.
Polonia
Energía eólica
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Biodiesel Caparroso, S.L.U.
España
Biocombustibles
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Biomasa Briviesca, S.A.
A
España
Biomasa
85%
Acciona Biomasa, S.A.U.
Biomasa Miajadas, S.L.U.
A
España
Biomasa
100%
Acciona Biomasa, S.A.U.
Biomasa Sangüesa, S.L.U.
España
Biomasa
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Blue Falcon 140 Trading Pty. Ltd.
A
Sudáfrica
Energía eólica
41,2%
Acciona Energy South Africa Pty.
Ltd.
BT Cunningham Storage LLC
A
EEUU
Energía almacenamiento
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Cargacoches Cantabria, S.L.U.
España
Energía puntos recarga
93,6%
Acciona Recarga, S.L.
CE Oaxaca Dos, S. de R.L. de C.V.
A
México
Energía eólica
75%
Acciona Energía México, S.R.L. de
C.V.
CE Oaxaca Tres, S. de R.L. de C.V.
A
México
Energía eólica
75%
Acciona Energía México, S.R.L. de
C.V.
CE Oaxaca Cuatro, S. de R.L. de C.V.
A
México
Energía eólica
75%
Acciona Energía México, S.R.L. de
C.V.
CE.SI. Cesa Eolo Sicilia, S.R.L.
A
Italia
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L.
Ceólica Hispania, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Charge and Parking, S.L.U.
España
Energía puntos recarga
93,6%
Acciona Recarga, S.L.
Civerzba ITG, S.L.U.
A
España
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Compañía Eólica Granadina, S.A.
A
España
Energía eólica
50%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Consorcio Eólico Chiripa, S.A.
A
Costa Rica
Energía eólica
65%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Corporación Acciona Eólica, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Corporación Acciona Hidráulica, S.L.U.
A
España
Energía hidráulica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Corporación Eólica de Valdivia, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
127
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Cotoperí Solar FV, SRL
República
Dominicana
Energía solar
51%
Acciona Energía Global, S.L.U.
CSF Almodôvar, Unipessoal, LDA
Portugal
Energía solar
100%
Acciona Portugal II – Energia
Global, LDA
Dempsey Ridge Wind Farm, LLC
A
EEUU
Energía eólica
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Desarrollos Renovables Eólicos y Solares, S.L.U.
España
Energía solar
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Desarrollos Renovables del Norte, S.L.U.
España
Energía solar
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Dymerka Photovoltaic Power Plant-2 LLC
A
Ucrania
Energía solar
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Dymerka Solar LLC
A
Ucrania
Energía solar
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Polonia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Dymersa Photovoltaic Power Plant-3 LLC
A
Ucrania
Energía solar
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Ecogrove Wind, LLC
A
EEUU
Energía eólica
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Efrato ITG, S.L.U.
A
España
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
El Romero, SPA
A
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Empordavent, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Empreendimientos Eólicos de Ribadelide, S.A.
A
Portugal
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Portugal, S.A.
Empreendimientos Eólicos do Verde Horizonte,
S.A.
A
Portugal
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Portugal, S.A.
Energea Servicios y Mantenimiento. S.L.U.
A
España
Mantenimiento
100%
Terranova Energy Corporation,
S.A.U.
Energia de Vila Pouca, Unipessoal, LDA
Portugal
Energía solar
100%
Acciona Portugal II – Energia
Global, LDA
Energia do Alqueva, Unipessoal, LDA
Portugal
Energía solar
100%
Acciona Portugal II – Energia
Global, LDA
Energía Renovable del Istmo II SA de CV
A
México
Energía eólica
100%
AE Mex Global S. de R.L. de C.V.
Energía Renovable del Sur, S.A.
Perú
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Energías Alternativas de Teruel, S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Energías Eólicas de Catalunya, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Energías Renovables de Ricobayo, S.A.
España
Energía eólica
50%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Energías Renovables El Abra, S.L.U.
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Energías Renovables Mediterráneas, S.A.
C
España
Energía eólica
75%
Acciona Generación Renovables
S.A.
Energias Renovables Operacion &
Mantenimiento, S.L.U.
A
España
Mantenimiento
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Energías Renovables Peñanebina, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Enren, S.R.L.
República
Dominicana
Energía solar
100%
Acciona Energía Dominicana, S.R.L.
Eólica de Rubió, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Eólica de Zorraquin, S.L.
A
España
Energía eólica
66%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Eólica Villanueva, S.L.
A
España
Energía eólica
66,7%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Eólico Alijar, S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Eólicos Breogán, S.L.U.
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Eqinov, S.A.S.
E
Francia
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Estación de Servicio Legarda, S.L.U.
España
Biocombustibles
100%
Acciona Biocombustibles, S.A.U.
Eurus, S,A.P.I de C.V.
A
México
Energía eólica
70,5%
Acciona Energía México, S.R.L. de
C.V.
Fe Berg River proprietary limited
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Fe Bonne Esperance proprietary limited
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Ferral Energia Real, Unipessoal, LDA
Portugal
Energía solar
100%
Acciona Portugal II – Energia
Global, LDA
Fort Bend Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Fort Point Finance LLC
128
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Fort Bend Solar LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
Fort Bend Holding LLC
Fort Point Finance LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Generación de Energía Renovable. S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Gestion de Recursos Corporativos, S.L.U.
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Golice Wind Farm Sp. Z.o.o.
A
Polonia
Energía eólica
75%
Acciona Energy Poland, Sp Z.o.o.
Guadalaviar Consorcio Eólico, S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U.
Gunning Wind Energy Developments Pty Ltd
A
Australia
Energía eólica
75%
Gunning Wind Energy Holdings Pty
Ltd
Gunning Wind Energy Holdings Pty Ltd
Australia
Energía eólica
75%
Acciona Energy Oceanía, Pty. Ltd
Hidroeléctrica del Serradó, S.L.U.
España
Energía hidráulica
100%
Acciona Saltos de Agua, S.L.U.
High Point Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Fort Point Finance LLC
High Point Solar, LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
High Point Holding LLC
Hudzovka Solar 1 LLC
A
Ucrania
Energía solar
92,2%
Dymerka Solar poland Sp. Z.o.o.
Hudzovka Solar 2 LLC
A
Ucrania
Energía solar
88,6%
Dymerka Solar poland Sp. Z.o.o.
Ineuropa Proyectos Renovables, S.A.U.
España
Sociedad de cartera
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Infraestructuras Ayora, S.L.
España
Energía eólica
84,7%
Guadalaviar Consorcio Eólico,
S.A.U.
Ipupiara I Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara II Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara III Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara IV Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara IX Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara V Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara VI Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara VII Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ipupiara VIII Energia S.A. (antes Bahia Eólica I
Energias S.A.)
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Irrigation Solar Farm, S.L.U.
España
Energía solar
100%
Acciona Distributed Generation,
S.L.U.
Kallfu, SPA
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Kirov ITG, S.L.U.
España
Otros
100%
Desarrollos Renovables Eólicos y
Solares, S.L.U.
Kuruf, SPA
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
KW Tarifa, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
La Chalupa Finance, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global LLC
La Chalupa Holding, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
100%
La Chalupa Finance, LLC
La Chalupa, LLC
A
EEUU
Energía eólica
100%
La Chalupa Holding, LLC
Lafquen, SPA
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Lameque Wind Power Lp
A
Canadá
Energía eólica
75%
Acciona Wind Energy Canada Inc.
Langhoogte Wind Farm Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Lile, SPA
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Llewin Brzeski Wind Farm Sp. Z.o.o.
Polonia
Energía eólica
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Loxton Wind Facility 1 Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Macintyre UJV Operator Pty Ltd
Australia
Energía eólica
100%
Acciona Solar Holdings Pty. Ltd.
Macintyre Wind Farm Holding Pty Ltd
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Solar Holdings Pty. Ltd.
Macintyre Wind Farm Pty. Ltd.
A
Australia
Energía eólica
100%
Macintyre Wind Farm Holding Pty.
Ltd.
Malgarida I SPA
A
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Malgarida II SPA
A
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Meltemi, Sp. Z.o.o.
A
Polonia
Energía Eólica
75%
Acciona Energy Poland, Sp Z.o.o.
129
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
MFS-Moura Fábrica Solar-Fábrico e Comércio
de Painéis Solares, LDA
Portugal
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Mortlake South Wind Farm Holdings Pty. Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Mortlake South Wind Farm Pty. Ltd.
A
Australia
Energía eólica
100%
Mortlake Soyuth Wind Farm
Holdings Pty. Ltd.
Mt. Gellibrand Wind Farm Holding Pty, Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Mt. Gellibrand Wind Farm Pty, Ltd.
A
Australia
Energía eólica
100%
Mt. Gellibrand Wind Farm Holding
Pty, Ltd.
Mysliborz Wind Farm Sp. Z.o.o.
Polonia
Energía eólica
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Narzym Wind Farm Sp. z o.o.
Polonia
Energía eólica
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Nevada Solar One, LLC
EEUU
Termosolar
75%
NVS1 Investment Group, LLC
Notos Produçao de Energía Eléctrica, LDA
A
Portugal
Energía eólica
52,5%
Sistemas Energéticos Sayago, S.L.U.
NVS1 Investment Group, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Acciona Solar Energy, LLC
Oakleaf investment Holdings 86 (proprietary)
limited
C
Sudáfrica
Construcción
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Palmas Wind Finance LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global LLC
Palmas Wind Holding LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Palmas Wind Finance LLC
Palmas Wind, LLC
A
EEUU
Energía eólica
100%
Palmas Wind Holding LLC
Páramo de los Angostillos, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Parco Eólico Cocullo S.P.A.
A
Italia
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L.
Parque Eólico da Costa Vicentina, S.A.
A
Portugal
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Portugal, S.A.
Parque Eólico do Outeiro, S.A.
A
Portugal
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Portugal, S.A.
Parque Eólico El Chaparro, S.L.U.
España
Energía eólica
100%
Álabe Proyectos Eólicos, S.A.U.
Parque Eólico Escepar, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parque Eólico La Esperanza, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parque Eólico Peralejo, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parque Eólico San Gabriel SPA
A
Chile
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Parque Eólico Villamayor, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parques Eólicos Celadas, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parques Eólicos de Cerrato, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parques Eólicos de Ciudad Real, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Parques Eólicos de San Lázaro, S.A. de C.V.
A
México
Energía eólica
100%
AE Mex Global S. de R.L. de C.V.
Pichilingue SPA
Chile
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Pitagora, S.R.L.
A
Italia
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L.
Pleiades S.A.
Chile
Energía solar
100%
Alfa SPA
Pofadder Wind Facility 1 Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
Proyectos Renovables Innovadores, S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Punta Palmeras, S.A.
A
Chile
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Pyrenees Wind Energy Developments Pty. Ltd
A
Australia
Energía eólica
75%
Pyrenees Wind Energy Holdings
Pty. Ltd
Pyrenees Wind Energy Holdings Pty. Ltd
A
Australia
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energy Oceanía, Pty. Ltd
Rec Energy Solutions, S.L.U.
España
Energía puntos recarga
93,6%
Acciona Recarga, S.L.
Red Hills Finance, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Red Hills Holding, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
71,3%
Red Hills Finance, LLC
Red Hills Wind Project, LLC
A
EEUU
Energía eólica
71,3%
Red Hills Holding LLC
Red Railed Hawk, LLC
EEUU
Energía solar
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Renovables del Penedés, S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Ripley Windfarm JV
A
Canadá
Energía eólica
75%
Acciona Wind Energy Canada Inc
Saltos del Nansa I, S.A.U.
A
España
Energía hidráulica
100%
Acciona Saltos de Agua, S.L.U.
Saltos y Centrales de Catalunya, S.A.U.
A
España
Energía hidráulica
100%
Acciona Saltos de Agua, S.L.U.
San Roman Finance, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
San Roman Holding, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
100%
San Roman Finance, LLC
San Roman Wind I, LLC
A
EEUU
Energía eólica
100%
San Roman Holding, LLC
130
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
San Solar Energy Facility Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía solar
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
SERE-Sociedade Exploradora de Recursos
Eléctricos, S.A.
A
Portugal
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Portugal, S.A.
Sierra de Selva, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Sistemas Energéticos Sayago, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Sistemas Energéticos Valle de Sedano, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Sociedad Istmeña Desarrollo Eólico, S. de R.L.
de C.V.
México
Energía eólica
100%
AE Mex Global S. de R.L. de C.V.
Solar Bolarque, S.L.U.
España
Energía solar
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Solar PDV, SPA
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Solarna Elektranae Promina d.o.o
Croacia
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Solbioext 2, S.L.
España
Energía solar
75%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Solhidro Green Suministradora,S.L.U. (antes
Jerson ITG, S.L.U.)
España
Otros
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Solvboext 1, S.L.
España
Energía solar
75%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Sun Photo Voltaic Energy India Pvt, Ltd
C
India
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Surya Energy Photo Voltaic India Pvt, Ltd
C
India
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Tatanka Finance, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Tatanka Wind Holding, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Tatanka Finance, LLC
Tatanka Wind Power, LLC
A
EEUU
Energía eólica
75%
Tatanka Wind Holding, LLC
Terranova Energy Corporation, S.A.U.
España
Energía eólica
100%
Ceólica Hispania, S.L.U.
Tolpán sur, SPA.
A
Chile
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Tuppadahali Energy India Pvt, Ltd
C
India
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Usya, SPA
A
Chile
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Valdivia Energía Eólica, S.A.U.
A
España
Energía eólica
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Velva Windfarm, LLC
EEUU
Energía eólica
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis
S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ventos de Santa Edna Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Santa Bibiana Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Santa Ida Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Santa Bibiana Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Santa Iria Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Santa Bibiana Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Santa Karolina Energias Renovaveis
S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Santa Bibiana Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Santa Lindalva Energias Renovaveis
S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Santa Bibiana Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Santa Paulina Energias Renovaveis
S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Santa Bibiana Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Ventos de Sao Getulio Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao James Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Jordao Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Josef Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Juan Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Miguel Energias Renovaveis
LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Narciso Energias Renovaveis
LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Nicolau Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Peregrino Energias Renovaveis
LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
131
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Ventos de Sao Pio X Energias renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Ranieri Energias Renovaveis
LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Ventos de Sao Xisto Energias renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
100%
Ventos de Sao Carlos Energias
Renovaveis S.A.
Vientos Bajo Hondo I, S.A.
Argentina
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Vientos Bajo Hondo, S.A.
Argentina
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Vjetroelektrana Cemernica, d.o.o.
Croacia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Vjetroelektrana Jelinak, d.o.o.
A
Croacia
Energía eólica
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Vjetroelektrana Opor, d.o.o.
Croacia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Voltser, Serviços de Operaçao e Manutençao
de Centrais Fotovoltaicas Unipessoal, LDA
Portugal
Mantenimiento
100%
Acciona Portugal II – Energia
Global, LDA
Windfall 59 Properties Pty. Ltd.
A
Sudáfrica
Energía solar
41,2%
Acciona Energy South Africa Pty.
Ltd.
Wolseley Wind Farm Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. Ltd.
(*) Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros
132
ANEXO II
OPERACIONES CONTROLADAS CONJUNTAMENTE
Las sociedades multigrupo incluidas en la consolidación del ejercicio por el método de integración
proporcional de acuerdo con las NIIF-UE, y la información relacionada con las mismas, son las siguientes
(importes en millones de euros):
Sociedades controladas conjuntament e
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
efectiva en
el grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros (millones
de euros)
Acciona Common Ventures, S.L. (antes
Corporación Eólica Catalana, S.L.)
España
Sociedad de cartera
50,00%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Alderaan Energia, S.L.U.
España
Energía eficiencia
35,00%
Solideo Group, S.L.
Chin Chute Windfarm JV
A
Canadá
Energía eólica
37,50%
Acciona Wind Energy Canada
Inc.
Iniciativas Energéticas Renovables, S.L.
España
Energía eólica
50,00%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Magrath Windfarm JV
A
Canadá
Energía eólica
37,50%
Acciona Wind Energy Canada
Inc.
Solideo Eco Systems, S.L.U.
E
España
Energía eficiencia
35,00%
Solideo Group, S.L.
Solideo energy, S.L.U.
España
Energía eficiencia
35,00%
Solideo Group, S.L.
Solideo Group, S.L.
España
Sociedad de cartera
35,00%
Acciona Common Ventures, S.L.
(antes Corporación Eólica
Catalana, S.L.)
(*) Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros
133
ANEXO III
SOCIEDADES PUESTAS EN EQUIVALENCIA
Las entidades asociadas incluidas en la consolidación del ejercicio por el método de la participación, de
acuerdo con las NIIF-UE, y la información relacionada con las mismas son las siguientes (importes en millones
de euros):
Sociedades Puestas en equivalencia
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto
s/Libros
(millones de
euros)
Acciona Global Renewables, S.L.
España
Otros
46,58%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
-
Acciona Nordex Green Hidrogen, S.L. (antes
Nordex H2, S.L.)
España
Energía Hidrógeno
25,00%
Acciona Common Ventures, S.L.
(antes Corporación Eólica
Catalana, S.L.)
83
Acciona Plug Portugal, unipessoal lda.
Portugal
Energía hidrógeno
50,00%
Acciona Plug, S.L.
-
Accionaplug Valle H2V Navarra, S.L.
España
Energía hidrógeno
50,00%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
-
Accionaplug, S.L.
A
España
Energía hidrógeno
50,00%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
3
Alsubh Solar Power, S.A.E.
A
Egipto
Energía Solar
50,00%
Alsubh Solar Energy Holdings,
S.A.
5
Aprofitament d’Energías Renovables de l’Ebre,
S.L.
España
Energía eólica
9,76%
Empordavent, S.L.U.
1
Ardemer ITG, S.L.
España
Energía Solar
50,00%
Acciona Generación Renovables
S.A.
-
AT Operadora Puerto Libertad, SAPI de CV
México
Energía Solar
50,00%
1
AT Solar I, SAPI de CV
México
Energía Solar
50,00%
1
AT Solar II, SAPI de CV
México
Energía Solar
50,00%
1
AT Solar III, SAPI de CV
México
Energía Solar
50,00%
1
AT Solar V, SAPI de CV
A
México
Energía Solar
50,00%
20
Blue Canyon Windpower, LLC
EEUU
Energía eólica
14,00%
Acciona Wind Energy USA, LLC
1
Carnotavento, S.A.
España
Inactiva
24,50%
Eurovento, S.L.U.
-
Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd
Australia
Energía eólica
37,50%
Cathedral Rocks Holdings, Pty.
Ltd
23
Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd
Australia
Energía eólica
37,50%
Acciona Energy Oceania Pty, Ltd
13
Cathedral Rocks Wind Farm, Pty. Ltd
A
Australia
Energía eólica
37,50%
Cathedral Rocks Holdings 2, Pty.
Ltd
23
Energías Eólicas de Castellón, S.L.U.
España
Energía eólica
50,00%
Med Wind Energy, S.L.
-
Energy Corp Hungary Megújuló Energia
Hasznosító KFT (antes Energy Corp Hungary
KFT)
E
Hungría
Energía eólica
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.U.
1
Eólicas Mare Nostrum, S.L.
España
Energía eólica
75,00%
Acciona Generación Renovables
S.A.
10
Eolink, S.A.S
Francia
Energía eólica
23,74%
Acciona Energía Global, S.L.U.
6
Eurovento. S.L.U.
España
Energía eólica
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.U.
2
Infraestructuras de Movilidad Urbana
Sostenible AQ JV, S.L
España
Energía puntos
recarga
51,00%
Acciona Generación Renovables
S.A.U.
-
Infraestructuras San Serván 220, S.L.
España
Energía solar
25,60%
Desarrollos Renovables Eólicos y
Solares, S.L.U.
-
Infraestructuras Villanueva, S.L.
España
Energía eólica
40,53%
Guadalaviar Consorcio Eólico ,
S.A.U.
-
134
Líneas Eléctricas Asturianas. S.L.
España
Tenedora de activos
50,00%
Eurovento, S.L.U.
-
Líneas Eléctricas de Galicia II. S.L.
España
Tenedora de activos
35,00%
Eurovento, S.L.U., P.E.de
Adraño, S.L.
-
Líneas Eléctricas de Galicia III. S.L.
España
Tenedora de activos
50,00%
Eurovento, S.L.U., P.E.de
Adraño, S.L.
-
Líneas Eléctricas de Galicia. S.L.
España
Tenedora de activos
50,00%
Eurovento, S.L.U., P.E.de
Adraño, S.L.
-
Med Wind Energy, S.L.
España
Energía eólica
50,00%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
118
Mov-R H1 Szélerömü Megújuló Energia
Hasznosító KFT
E
Hungría
Energía eólica
49,25%
Energy Corp Hungary Megújuló
Energia Hasznosító KFT (antes
Energy Corp Hungary KFT)
2
Operador del Mercado Ibérico – Polo Español.
S.A.
D
España
Otros
5,00%
Acciona Generación Renovables
S.A.U.
2
Parque Eólico de Abara, S.L.
C
España
Energía eólica
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.
1
Parque Eólico de Adraño, S.L.
C
España
Energía eólica
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.
21
Parque Eólico de Barbanza, S.A.
A
España
Energía eólica
12,50%
Eurovento, S.L.U.
1
Parque Eólico de La Bobia y San Isidro, S.L.
C
España
Energía eólica
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.
1
Parques Eólicos de Buio, S.L.
C
España
Energía eólica
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.
14
Power to Green Hydrogen Mallorca S.L.
España
Energía Hidrógeno
44,00%
Acciona Generación Renovables
S.A.U
14
Renen Services LLC
A
Egipto
Energía Solar
50,00%
Acciona Energía Global, S.L.U.
-
Renercycle, S.L.
España
Otros
15,80%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
-
Rising Sun Energy, S.A.E.
A
Egipto
Energía Solar
50,00%
Civerzba ITG, S.L.U.
5
Sistemes Electrics Espluga, S.A.
España
Energía eólica
50,00%
Energías Eólicas de Catalunya,
S.A.U.
2
Sunrise Energy, S.A.E.
A
Egipto
Energía Solar
50,00%
Efrato ITG, S.L.U.
5
The Blue Circle Pte. Ltd (y dependientes)
E
Singapur
Tenedora de activos
49,99%
Acciona Energía Global, S.L.U.
37
Tuto Energy I, S.A.P.I. de C.V.
México
Energía Solar
50,00%
-
Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V.
A
México
Energía Solar
50,00%
19
Vento Mareiro, S.L.
España
Inactiva
24,50%
Eurovento, S.L.U.
-
Ventos e Terras Galegas II, S.L.
España
Tenedora de activos
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.
-
Ventos e Terras Galegas, S.L.
España
Tenedora de activos
50,00%
Ceólica Hispania, S.L.
-
(*) Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros
135
ANEXO IV
MODIFICACIONES EN EL PERÍMETRO DE CONSOLIDACIÓN
Las cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2023 han sido los siguientes:
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
AEGC Forty Mile Wind LP
Canadá
Energía eólica
Compra
Global
Acciona Energia Re
Luxemburgo
Otros
Alta
Global
Acciona Energija Global Croatia d.o.o.
Croacia
Sociedad de cartera
Alta
Global
Acciona Eólica Cesa, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
Baja
Global
Acciona Esco Belgium SRL
Bélgica
Energía eficiencia
Alta
Global
Acciona Global Renewables, S.L.
España
Otros
Cambio método
Participación
Acciona Plug Portugal, unipessoal lda.
Portugal
Energía hidrógeno
Alta
Participación
Accionaplug Valle H2V Navarra, S.L.
España
Energía hidrógeno
Alta
Participación
Acciona Proyectos Renovables para Hidrógeno, S.L.
España
Energía hidrógeno
Alta
Global
Aerosite Energy Private Ltd.
India
Energía eólica
Baja
Global
Alderaan Energia, S.L.U.
España
Energía eficiencia
Compra
Proporcional
Aldoga Solar Farm Holdings pty LTD
Australia
Sociedad de cartera
Alta
Global
Aldoga Solar Farm pty LTD
Australia
Energía solar
Alta
Global
Amper Central Solar, S.A.
Portugal
Energía solar
Cambio método
Global
Ardenna, spa
Chile
Energía eólica
Alta
Global
Cathedral Rocks Construction and Management Pty Ltd
Australia
Energía eólica
Baja
Participación
Ceatesalas, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
Baja
Global
Corporación Eólica La Cañada, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
Baja
Global
Cotoperí solar FV, SRL
República Dominicana
Energía solar
Cambio método
Global
Empreendimentos Eólicos da Raia, S.A.
Portugal
Energía eólica
Baja
Global
Empreendimentos Eólicos de Pracana, S.A.
Portugal
Energía eólica
Baja
Global
Energías Eólicas de Castellón, S.L.U.
España
Energía eólica
Compra
Participación
Energías Renovables de Barazar, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
Baja
Global
Energías Renovables Mediterráneas, S.A.
España
Energía eólica
Cambio método
Global
Eólicas do Marão-Produção de Energía, S.A.
Portugal
Energía eólica
Baja
Global
Fe Berg River proprietary limited
Sudáfrica
Energía eólica
Compra
Global
Fe Bonne Esperance proprietary limited
Sudáfrica
Energía eólica
Compra
Global
Fort Bend Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Fort Point Finance LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Fujin Power Private Ltd.
India
Energía eólica
Baja
Global
High Point Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Kallfu, spa
Chile
Energía eólica
Alta
Global
Kuruf, spa
Chile
Energía eólica
Alta
Global
Lafquen, spa
Chile
Energía eólica
Alta
Global
Lile, spa
Chile
Energía eólica
Alta
Global
Med Wind Energy, S.L.
España
Energía eólica
Compra
Participación
Parque Eólico de A Ruña, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico de Ameixenda Filgueira, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico de Currás, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico de Deva, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico de Manrique, S.A.
Portugal
Energía eólica
Baja
Global
Parque Eólico de Tea, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico de Vicedo, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico de Virxe Do Monte, S.L.
España
Energía eólica
Baja
Participación
Parque Eólico dos Fiéis, S.A.
Portugal
Energía eólica
Baja
Global
Renercycle, S.L.
España
Otros
Alta
Participación
Solarna Elektranae Promina d.o.o
Croacia
Energía solar
Alta
Global
Solideo Eco Systems, S.L.U.
España
Energía eficiencia
Compra
Proporcional
Solideo Energy, S.L.U.
España
Energía eficiencia
Compra
Proporcional
136
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
Solideo Group, S.L.
España
Sociedad de cartera
Compra
Proporcional
Los cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2022 fueron los siguientes:
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
Acciona Airport Customer Services GMBH
Alemania
Energía eficiencia
Compra
Global
Acciona Energía Brasil LTDA
Brasil
Sociedad de cartera
Alta
Global
Acciona Facility Services Germany GMBH
Alemania
Energía eficiencia
Compra
Global
Acciona Green Energy Portugal, Lda
Portugal
Comercialización
Alta
Global
AEUG Solar Development LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
AEUG solar holdco llc
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Alfa spa
Chile
Energía solar
Compra
Global
Ardemer ITG, S.L.
España
Energía Solar
Compra
Participación
Bahia Eólica I Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica II Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica III Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica IV Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica IX Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica V Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica VI Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica VII Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Bahia Eólica VIII Energias S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
BT Cunningham Storage LLC
EEUU
Energía almacenamiento
Compra
Global
Corporación Eólica Catalana, S.L.
España
Energía eólica
Cambio método
Proporcional
Cotoperí solar FV, SRL
República Dominicana
Energía Solar
Compra
Participación
Desarrollo de Energías Renovables de Navarra, S.A.
España
Energía eólica
Venta
Participación
Energias Renovables Operacion & Mantenimiento, S.L.U.
España
Mantenimiento
Compra
Global
Enren, S.RL.
República Dominicana
Energía solar
Compra
Global
Eolink, S.A.S
Francia
Energía eólica
Compra
Participación
Eqinov, S.A.S.
Francia
Energía eficiencia
Compra
Global
Explotaciones Eólicas Sierra de Utrera. S.L.
España
Energía eólica
Venta
Participación
Firefly Investments 238 Pty. Ltd.
Sudáfrica
Mantenimiento
Cambio método
Global
Infraestructuras de Movilidad Urbana Sostenible AQ JV, S.L
España
Energía puntos recarga
Alta
Participación
Jerson ITG, S.L.U.
España
Otros
Compra
Global
Kirov ITG, S.L.U.
España
Otros
Compra
Global
Langhoogte wind farm Pty. Ltd.
Sudáfrica
Energía eólica
Compra
Global
Llewin Brzeski wind farm Sp. Z.o.o.
Polonia
Energía eólica
Compra
Global
Narzym Wind Farm Sp. Z.o.o.
Polonia
Energía eólica
Compra
Global
Nordex H2, S.L.
España
Energía Hidrógeno
Compra
Participación
Oakleaf Investment Holdings 86 Pty. Ltd.
Sudáfrica
Construcción
Cambio método
Global
Páramo de Los Angostillos, S.L.
España
Energía eólica
Cambio método
Global
Parque Eólico Cinseiro, S.L.
España
Energía eólica
Venta
Participación
Pleiades S.A.
Chile
Energía solar
Compra
Global
Power To Green Hydrogen Mallorca
España
Energía Hidrógeno
Alta
Participación
Red Railed Hawk LLC
EEUU
Energía solar
Compra
Global
Ternua Holdings, B.V.
Holanda
Sociedad de cartera
Baja
Global
The Blue Circle pte. Ltd (y dependientes)
Singapur
Tenedora de activos
Compra
Participación
Ventos de Santa Bibiana Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Santa Edna Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
137
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
Ventos de Santa Ida Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Santa Iria Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Santa Karolina Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Santa Lindalva Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Santa Paulina Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Carlos Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Getulio Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao James Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Jordao Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Josef Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Juan Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Miguel Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Narciso Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Nicolau Energias Renovaveis S.A.
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Peregrino Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Pio X Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Ranieri Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
Ventos de Sao Xisto Energias Renovaveis LTDA
Brasil
Energía eólica
Compra
Global
138
ANEXO V
Marco regulatorio significativo
España
Con fecha 12 de julio de 2013 se publicó el Real Decreto -ley 9/2013, por el que se adoptan medidas
urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Este RDL introdujo cambios
sustanciales en el marco jurídico y económico aplicable y derogó, entre otros, el Real Decreto
661/2007, de 25 de mayo, y el Real Decreto 6/2009, de 30 de abril, a los que estaban acogidas, en
cuanto a marco retributivo de apoyo a las energías renovables se refiere, la mayor parte de las
instalaciones de producción eléctrica del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables ubicadas
en España.
Este marco regulatorio estableció que, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía
generada valorada al precio del mercado, las instalaciones podrán percibir una retribución específica
compuesta por un término por unidad de potencia instalada (retribución a la inversión), que cubra,
cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por
la venta de la energía y un término a la operación (retribución a la operación) que cubra, en su caso,
la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha
instalación tipo.
Para el cálculo de dicha retribución específica se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de
su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien
gestionada:
a)
Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de
producción.
b)
Los costes estándar de explotación.
c)
El valor estándar de la inversión inicial denominado valor neto actualizado o VNA.
Con estos parámetros, se pretende alcanzar el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que
permitan competir a las instalaciones en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado
y que posibiliten obtener una rentabilidad razonable. Dicha rentabilidad razonable tendría como
referencia, antes de impuestos, el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones
del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado. La disposición adicional primera del Real
Decreto-ley 9/2013 fijó el diferencial adecuado para aquellas instalaciones acogidas al régimen
económico primado en 300 puntos básicos, todo ello, sin perjuicio de una posible revisión cada seis
años. Para el primer periodo regulatorio (2014-2019) la rentabilidad razonable establecida fue de
7,398%.
En diciembre de 2013 se publicó la Ley 24/2013, que sustituye a la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico,
y que da marco a la nueva situación, haciendo desaparecer la figura de régimen especial y
apareciendo la de retribución específica, estableciendo el criterio para la definición de la rentabilidad
razonable de las instalaciones.
139
El 10 de junio de 2014 se publicó el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio por el que se regula la
actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración
y residuos. Como desarrollo del mismo, el 20 de junio de 2014 se emitió, publicándose el 29 de junio
de 2014 en el BOE, la Orden definitiva IET 1045/2014 que contiene los parámetros retributivos finales
aplicables a todas las instalaciones renovables, tanto existentes como futuras. El nuevo modelo
resultante define la retribución de los activos aplicable desde el 14 de julio de 2013, como
consecuencia del RD-L 9/2013.
Según lo establecido en el Real Decreto 413/2014, al finalizar cada periodo regulatorio, que tendrá
una duración de seis años, se podrán revisar los parámetros retributivos de las instalaciones tipo,
excepto la vida útil regulatoria y el valor estándar de la inversión inicial (valor neto actualizado o VNA),
mientras que al finalizar cada semiperiodo regulatorio, que tendrá una duración de tres años, se
revisarán para el resto del periodo regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de la energía,
respecto a la retribución específica de las instalaciones renovables. Así, el 31 de diciembre de 2016
finalizó el primer semiperiodo regulatorio.
Una vez determinados los importes correspondientes al VNA inicial y el resto de parámetros a los que
se hace referencia en el RD se procedió al cálculo de la retribución a la inversión de acuerdo con la
metodología que se contempla en el Anexo VI
1
la compensación a recibir por la instalación tipo de forma que los flujos a percibir por el titular de la
instalación, descontados a la tasa de rentabilidad aplicable, fuese equivalente al VNA al inicio del
semiperiodo.
Con objeto de reducir la incertidumbre sobre la estimación del precio de la energía en el mercado
que se aplica en el cálculo de los parámetros retributivos, y que afecta directamente a la retribución
obtenida por la instalación por la venta de la energía que genera, se definen límites superiores e
inferiores a dicha estimación. Cuando el precio medio anual del mercado diario e intradiario se sitúe
fuera de dichos límites, se genera, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se
denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado, y que se repercutirá al VNA al
final de cada semiperiodo regulatorio.
Una vez que las instalaciones superen la vida útil regulatoria dejarán de percibir la retribución a la
inversión y la retribución a la operación. Asimismo, las instalaciones que, aun estando dentro de su
vida útil regulatoria, hubieran alcanzado el nivel de rentabilidad razonable, tendrán una retribución
a la inversión igual a cero.
El principio de rentabilidad razonable contenido en el RD se plantea con un objetivo de mínimos
(floor) de forma que no se contempla en el mismo ninguna obligación de devolución de las
compensaciones recibidas en el caso en el que la rentabilidad obtenida por el titular de la instalación
supere la rentabilidad objetivo, con la excepción de dos supuestos concretos:
a)
En el último semiperiodo en el que la instalación tipo alcanza el final de su vida regulatoria.
b)
Si se produjera la salida del régimen retributivo antes de finalizar la vida regulatoria de una instalación.
1
Metodología para el cálculo del valor neto del activo y del coeficiente de ajuste de las instalaciones tipo asociadas a las instalaciones
a las que se otorgue el régimen retributivo específico de acuerdo con el artículo 12.
140
En estos casos, el importe máximo de la devolución sería el correspondiente a los saldos de ajustes
negativos netos que se generarían durante el semiperiodo en que tuvieran lugar cualquiera de los
dos supuestos mencionados. Los ajustes por desviaciones negativas producidas con anterioridad al
inicio del semiperiodo regulatorio anterior han supuesto una minoración del VNA por lo que
determinarán la existencia de menores compensaciones futuras (o incluso la no percepción de
retribución a la inversión si dicho VNA hubiese devenido cero) sin que el titular de la instalación se
encuentre obligado a su devolución.
En diciembre de 2016, el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital remitió a la CNMC la
Propuesta de orden por la que se actualizaban los parámetros retributivos de las instalaciones
renovables, cogeneración y residuos para el semiperiodo regulatorio siguiente, 2017-2019. Dicha
propuesta revisó a la baja la proyección de pool para ese semiperiodo e incluyó los valores de ajuste
por desviaciones en el precio del mercado de los años anteriores, que se compensan durante el resto
de la vida útil de las instalaciones que proceda. Con fecha 22 de febrero de 2017 se publicó la Orden
ETU/130/2017, de 17 de febrero, por la que se establecieron los parámetros retributivos definitivos
de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica
a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al
semiperiodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2017.
El 22 de noviembre de 2019 se aprueba el Real Decreto ley 17/2019 por el que se adoptan medidas
urgentes necesarias para la adaptación de parámetros retributivos que afectan al sistema eléctrico y
por el que se dio respuesta al proceso de cese de actividad de centrales térmicas. Los principales
puntos que afectaban al Grupo Corporación Acciona Energías Renovables fueron:
a)
Se actualizó el valor de la rentabilidad razonable aplicable para el periodo 2020-2025 (incluido) al
régimen retributivo específico (7,09%).
b)
A los titulares de las instalaciones con retribución primada en el momento del recorte de 2013, se les
permite mantener hasta 2031 la tasa de rentabilidad fijada en el primer periodo regulatorio (7,398%),
condicionado a la renuncia a la continuación o inicio de nuevos procesos judiciales o arbitrales, así
como a toda posible indemnización derivada de los mismos.
c)
Se ampliaba el plazo de aprobación de la Orden de parámetros hasta el 29 de febrero 2020.
El 31 de diciembre de 2019 significó el final del primer periodo regulatorio. Así, el 28 de febrero de
2020, se publicó la Orden TED/171/2020 por la que se actualizaron los parámetros retributivos de las
instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir
de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al siguiente
semiperiodo regulatorio (2020-2022) y que tiene carácter retroactivo estableciendo su inicio el 1 de
enero de 2020.
El 31 de marzo de 2022 entró en vigor el RDL 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes
en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra de Ucrania.
Esta norma contiene una serie de medidas a aplicar en multitud de ámbitos económicos y sociales. Entre las
medidas adoptadas que afectan al sector renovable se anticipa la actualización de los parámetros del régimen
de retribución específica para los activos de generación mediante el uso de recursos de origen renovable. Los
parámetros retributivos del actual semiperiodo regulatorio (2020-2022) se encontraban regulados en la Orden
TED/171/2020. Con la actual normativa y de forma excepcional, el semiperiodo se divide en dos, uno para los
141
años 2020 y 2021 y otro, con parámetros actualizados, para el ejercicio 2022, sin perjuicio de la actualización
que convenga realizar para el siguiente semiperiodo, entre 1 de enero de 2023 y 31 de diciembre de 2025.
En consecuencia, se mandata la aprobación de una Orden Ministerial de actualización de los parámetros para
el cálculo de las nuevas retribuciones a la inversión y a la operación para 2022, orden de parámetros que se
publica definitivamente el 11 de diciembre de 2022.
El impacto fundamental de esta medida fue la reducción de las retribuciones a la inversión y a la operación de
la práctica totalidad de las instalaciones nacionales reguladas respecto de las obtenida en el ejercicio anterior,
como consecuencia de los altos precios de pool obtenidos.
El Grupo procedió a registrar desde el 1 de enero de 2022 los ingresos por retribuciones a la inversión y a la
operación conforme a la Orden de parámetros publicada, registrando un pasivo por el diferencial entre el
importe devengado según este criterio y el liquidado hasta la fecha por la CNMC. Tras la publicación de la
Orden Ministerial, la CNMC liquidó dicho diferencial entre los meses de enero y mayo de 2023.
El 28 de diciembre de 2022 el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico publicó
la Propuesta de Orden para la actualización de los parámetros retributivos aplicables a determinadas
instalaciones de producción de energía eléctrica a efectos de su aplicación a partir del inicio del nuevo
semiperiodo regulatorio que comienza el 1 de enero de 2023. El efecto fundamental de esta
propuesta fue la práctica erradicación de la retribución a la inversión en la práctica totalidad de las
instalaciones que el Grupo opera en España derivado fundamentalmente de los altos precios de venta
de energía obtenidos en el ejercicio 2022 y de la evolución de precios esperada a lo largo del
semiperiodo regulatorio y cuyo efecto principal en los estados financieros consolidados del Grupo a
31 de diciembre de 2022 fue la eliminación del pasivo acumulado registrado como consecuencia del
ajuste por desviaciones de precios de mercado en la medida en la que se ha comprobado que no es
más adverso abandonar el régimen retributivo que su permanencia en él (véase Nota 3.2.M). El
impacto implicó una reducción de las retribuciones del marco regulatorio del orden de 75 millones
de euros aproximadamente respecto de los recibidos en el ejercicio 2022.
Por último, el pasado 29 de junio de 2023 ha entrado en vigor el RDL 5/2023, de 28 de junio, por el
que se adoptan y prorrogan ciertas medidas de respuesta a las consecuencias económicas y sociales
de la guerra de Ucrania, a la reconstrucción de la isla de La Palma y a otras situaciones de
vulnerabilidad; de transposición de Directivas de la Unión Europea en materia de modificaciones
estructurales de sociedades mercantiles y conciliación de la vida familiar y la vida profesional de los
progenitores y los cuidadores; y de ejecución y cumplimiento del Derecho de la Unión Europea. Esta
norma contiene una serie de medidas a aplicar en multitud de ámbitos económicos y sociales. Entre
las medidas adoptadas que afectan al sector renovable cabe destacar la adopción de las previsiones
relativas a la actualización de los parámetros del régimen de retribución específica para los activos
de generación mediante el uso de recursos de origen renovable para el periodo 2023-2025. Dichas
previsiones se refieren fundamentalmente a:
-
un cambio en las bandas del mecanismo de ajustes por desviaciones de precios de mercado,
rebajándolos sensiblemente respecto de los establecidos en la propuesta de actualización de
parámetros para dicho periodo publicada el 28 de diciembre de 2022,
-
el valor medio ponderado de la cesta de precios de los mercados eléctricos para el año 2023 que será
el valor mínimo entre dicho valor, definido en el artículo 22 del RD 413/2014 y el precio medio anual
del mercado diario e intradiario para el año 2023,
142
-
la actualización de los precios de los combustibles aplicables a la retribución a la operación para el
primer y segundo semestres de 2023, para las instalaciones cuyos costes de explotación dependen
esencialmente de dichos precios.
El 9 de julio de 2023 entró en vigor la orden TED/741/2023 de 30 de junio de actualización de
parámetros retributivos aplicable al semiperiodo 2023-2025 sobre la base establecida en el RDL
5/2023, de 28 de junio, comentada anteriormente a efectos de su aplicación a partir del inicio del
semiperiodo regulatorio que comienza el 1 de enero de 2023. El impacto de estas medidas, en
términos generales, no ha sido material para el Grupo al cierre del ejercicio, si bien, la citada orden,
confirma la expectativa obtenida del análisis realizado al cierre de los estados financieros a 31 de
diciembre de 2022 que preveía la supresión de la retribución a la inversión para los activos eólicos
durante el actual semiperiodo regulatorio y modifica al alza la retribución a la inversión esperada
para los activos de biomasa para ese mismo periodo.
Este efecto, conjuntamente con la estimación actualizada de precios de la energía a lo largo de la vida
regulatoria restante de los activos, en base a los datos publicados por OMIP, ha dado lugar a que, en
los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2023 se haya registrado un pasivo del
ajuste acumulado por desviaciones de precios de mercado de aquellas instalaciones en las que se
verifica que, a la fecha de cierre de los presentes estados financieros, sería más adverso el abandono
del régimen retributivo que su permanencia (véase Nota 3.2.M).
Los importes registrados a 31 de diciembre de 2023 por este concepto son de un incremento del
pasivo por importe de 28,6 millones de euros (véase Nota 20) y una disminución del importe neto de
la cifra de negocios y del resultado antes de impuestos por importe de 28,6 y 29,8 millones de euros
respectivamente
En el Anexo VI a las presentes cuentas anuales consolidadas se desglosa el VNA para cada instalación
tipo en la que opera el Grupo establecido en la última actualización de parámetros publicada en la
mencionada Propuesta de Orden.
A lo largo del ejercicio 2021, con objeto de atenuar los efectos adversos de la escalada de precios
ocurrida en el mercado mayorista en el último cuatrimestre, el Gobierno introdujo varias medidas de
manera consecutiva. Así el 14 de septiembre de ese año se publicó el RDL 17/2021 de medidas
urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas
de gas y electricidad. A través de esta normativa, se estableció una minoración de la retribución de
las instalaciones inframarginales no emisoras, calculada sobre el diferencial entre el precio medio del
gas natural en el mes considerado y un valor de referencia, fijado en 20 €/MWh aplicable desde su
entrada en vigor hasta el 31 de marzo de 2022. De esta minoración quedaron excluidas las
instalaciones en territorios no peninsulares, las incluidas en un marco retributivo regulado
(retribución específica y REER) y las de potencia neta inferior a 10 MW. Adicionalmente incluía ciertas
medidas de protección al consumidor.
Posteriormente, el 26 de octubre de 2021, entró en vigor el RDL 23/2021, de medidas urgentes en
materia de energía para la protección de los consumidores y la introducción de transparencia en los
mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural. Esta norma, además de extender y
ampliar las medidas de protección al consumidor, precisaba el ámbito de aplicación del mecanismo
de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio del gas
143
natural, regulado en el anterior RDL 17/2021 y por la cual se establecía que la minoración no es de
aplicación a la energía producida que se encuentre cubierta por algún instrumento de contratación
a plazo, cuando el precio de cobertura sea fijo, y siempre que el contrato haya sido firmado con
anterioridad a la entrada en vigor del RDL 17/2021, o posterior, pero con un período de cobertura
superior a un año.
Posteriormente el RDL 6/2022 publicado el 29 de marzo, extiende hasta el 30 de junio de 2022 la
minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica de las instalaciones
de producción de tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero. Igualmente modifica los
criterios de exención para esta minoración cuando se encuentre cubierta, a precio fijo, por algún
instrumento de contratación a plazo y cuya fecha de celebración sea anterior a la publicación del Real
Decreto Ley o que sea posterior a la publicación del RDL 17/2021 pero con un periodo de cobertura
igual o superior al año y con un precio de cobertura fijo igual o inferior a 67 €/MWh (si el precio es
superior se establece una fórmula de minoración ajustada modulada para el exceso sobre dicho valor
establecido). El RDL 11/2022 publicado el 25 de junio y posteriormente el RD 18/2022 prorrogan este
mecanismo de minoración del gas sucesivamente hasta el 31 de diciembre de 2023.
Con el objetivo de supervisar estos mecanismos empresariales, la norma incorporaba elementos
necesarios para acreditar la existencia de dichos contratos a plazo, que justificasen la exclusión del
mecanismo de minoración. Esta información se ha remitido a la CNMC con periodicidad mensual. Al
cierre del ejercicio 2023, Acciona Green Energy Developments, S.A., filial del Grupo, está en proceso
de revisión por la CNMC de la información presentada para la confirmación de la exclusión del
mecanismo de minoración entre 1 de octubre de 2021 y 31 de marzo de 2022, y de la que se estima
que no surgirán consecuencias relevantes para el Grupo.
Adicionalmente a la normativa anteriormente mencionada, es de aplicación a las instalaciones del
Grupo la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que afecta desde el año
2013 a todas las instalaciones de producción de energía eléctrica en España. En lo que a las
instalaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables se refiere, todas ellas quedaron
sujetas al impuesto sobre el valor de la energía eléctrica, que supone un gravamen del 7% sobre los
ingresos por venta de energía. Por otro lado, adicionalmente, dicha Ley estableció un canon por la
utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica. Dicho canon supuso
gravar un 22% el valor económico de la energía eléctrica producida, existiendo una reducción del
90% del impuesto para las instalaciones de menos de 50 MW de potencia y las centrales de bombeo.
Con fecha 10 de junio de 2017 se publicó en el BOE el Real Decreto-ley 10/2017, de 9 de junio, por
el que se adoptan medidas urgentes para paliar los efectos producidos por la sequía en determinadas
cuencas hidrográficas y se modifica el texto refundido de la Ley de Aguas, aprobado por Real Decreto
Legislativo 1/2001, de 20 de julio, que, entre otras medidas, modifica el canon por la utilización de
las aguas continentales para la producción de energía eléctrica que se estableció en la Ley 15/2012.
El nuevo canon, de aplicación a partir del 10 de junio de 2017, grava con un 25,5% el valor económico
de la energía eléctrica producida, existiendo una reducción del 92% del impuesto para las
instalaciones de menos de 50 MW de potencia y de un 90% del impuesto para las centrales de
bombeo.
En 2021, el Tribunal Supremo declaró la nulidad de determinadas disposiciones del Real Decreto
198/2015, emitido al amparo de la Ley 15/2012, que extendían retroactivamente la aplicación del
144
canon de utilización de aguas continentales a los ejercicios 2013 y 2014 y declaró que sobre los
ejercicios 2015 a 2020, no procede la liquidación del canon en los casos en los que no se haya llevado
a cabo la previa revisión de la concesión administrativa para el uso del agua con fines hidroeléctricos.
Dicho pronunciamiento supuso la devolución efectiva de las cantidades indebidamente ingresadas
junto con los correspondientes intereses de demora a los operadores afectados entre finales de 2021
y principios de 2022.
Posteriormente, la Ley 7/2022, de 8 de abril, de residuos y suelos contaminados para una economía
circular, realizó una modificación del régimen jurídico del Canon de aguas continentales: enmienda y
elimina la necesidad de esa revisión de las condiciones concesionales como requisito sine qua non
para la aplicación del mismo. Su aplicación efectiva es a partir del 1 de enero de 2023 y con
características similares a las existentes antes de la declaración de nulidad.
El 21 de diciembre de 2021 se introduce el RDL 29/2021, por el que se adoptan medidas urgentes en
el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de
energías renovables. Este Real Decreto Ley prorroga, hasta el 30 de abril de 2022, una serie de
medidas fiscales establecidas en el RDL 12/2021 y en el RDL 17/2021 (tipo reducido del 10% de IVA
e impuesto especial sobre la electricidad al 0,5% y los descuentos del bono social eléctrico
fundamentalmente), y establece finalmente una suspensión temporal del impuesto sobre el valor de
la producción de energía eléctrica entre el 1 de julio de 2021 y el 31 de marzo de 2022, aplicando los
mismos mecanismos que los establecidos en su día por el Real Decreto-Ley 15/2018 de 5 de octubre
para la suspensión temporal aplicable al último trimestre de 2018 y primero del 2019.
El RDL 6/2022 publicado en marzo de 2022, además de establecer un nuevo mecanismo de
financiación del bono social eléctrico, entre otras medidas, prorroga estas medidas hasta el 30 de
junio de 2022 y posteriormente el RDL 11/ 2022 de 25 de junio y el RD 20/2022, la vuelve a extender
hasta mantenerlas en vigor hasta el 31 de diciembre de 2023.
El 27 de diciembre de 2023 se publica el RD8/2023 por el que además de otras medidas relevantes,
entre otras la confirmación de que no se extiende el mecanismo de minoración del gas
anteriormente comentado más allá del 31 de diciembre de 2023, se restaura de forma gradual la
aplicación del Impuestos sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) a partir del 1 de
enero de 2024, bonificando el tipo a aplicar al 3,5% para el primer trimestre de 2024 y al 5,75% para
el segundo trimestre de ese año en vez del tipo general del 7% que se empezaría a aplicar
normalmente a partir del 1 de julio de 2024.
La práctica totalidad de las instalaciones propiedad de las sociedades pertenecientes al Grupo Corporación
Acciona Energías Renovables y que operan en el mercado español, lo hacen libremente en el mercado
vendiendo la energía al “pool” a través de la sociedad Acciona Green Energy Development, S.L., sociedad
perteneciente al Grupo y que actúa únicamente a efectos de intermediación.
En el año 2015 se publicó la Resolución de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía,
por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban
determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto
413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes
de energía renovable, cogeneración y residuos. Dicha resolución se aplicó a partir del 10 de febrero de 2016 y
permite participar en los servicios de ajuste del sistema, percibiendo los correspondientes ingresos, a las
145
instalaciones renovables consideradas aptas y que superen las pruebas de habilitación establecidas para cada
uno de estos servicios.
Desde dicha fecha, Corporación Acciona Energías Renovables participa en el mercado de restricciones técnicas
con todos sus activos renovables. Además, en 2016 comenzó a participar en los mercados de regulación
terciaria y de gestión de desvíos, con un total de 3.372 MW eólicos habilitados por Red Eléctrica de España
(REE).
En noviembre de 2019 se publicó la Circular 4/2019, por la que se modifica la metodología de retribución del
operador del sistema eléctrico, así como los precios a repercutir a los agentes para su financiación.
El 14 de mayo de 2022 se publicó en el BOE el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, por el que
se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la
reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista. En paralelo, y en tanto que las
medidas previstas en el RDL 10/2022 afectan al mercado ibérico de la electricidad en su conjunto, se
dictó en Portugal el “Decreto-Lei n.º 33/2022 de 14 de maio” el cual viene a implementar las mismas
medidas que éste, homogeneizando así el sentido de las reformas. En ambas normativas, conocidas
como “la excepción ibérica”, se establece un mecanismo de ajuste de costes, aplicable a lo largo del
año siguiente al de la publicación del RDL, con el fin de reducir el precio resultante de la energía a
través de la limitación en el componente de coste del gas incorporado al precio de venta de energía
en cada momento. El precio de referencia del gas que da lugar a la citada limitación en el precio se
establece en 40€/MWh para los primeros seis meses y se incrementa en 5€/MWh mensual durante
los seis siguientes hasta alcanzar los 70€/MWh el último mes. El mecanismo comenzó a aplicarse en
los mercados de electricidad el pasado 14 de junio de 2022 , con una vigencia temporal limitada, en
un principio, hasta el 31 de mayo de 2023. Posteriormente el RD 3/2023 de 28 de marzo, extiende la
vigencia de este mecanismo hasta el 31 de diciembre de 2023, fecha a partir de la cual ha dejado de
estar en vigor.
La liquidación de este mecanismo de ajuste la realiza el operador de mercado para cada periodo de
negociación y su coste se reparte entre aquellos agentes que participen del mercado ibérico a través
de la adquisición de energía, si bien la contribución al mecanismo dependerá de su grado de
participación, medido éste en la cantidad de electricidad adquirida. Quedan excluidas del pago del
coste de ajuste, entre otras, las unidades de adquisición que cuenten con determinados instrumentos
de cobertura, fundamentalmente aquellos contratados en mercados a plazo antes del 26 de abril de
2022. El impacto económico de esta medida en el negocio de comercialización de energía en el
mercado ibérico ha sido completamente inmaterial en el ejercicio 2023 (19 millones de euros en el
ejercicio 2022).
Con fecha 23 de noviembre de 2017 se publica en el BOE la Orden ETU/1133/2017, de 21 de
noviembre, por la que se modifica la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el
mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, a
efectos de su aplicación en el año 2018. Esta Orden modifica a su vez el servicio de disponibilidad,
reduciendo el periodo de aplicación al primer semestre de 2018 y excluyendo a todas las instalaciones
hidráulicas de su ámbito de aplicación. Adicionalmente, la Orden TEC/1366/2018, de 20 de
diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2019, deroga
parcialmente la normativa por la que se regula el servicio de disponibilidad, suprimiendo este servicio
de 2019 en adelante.
146
El 20 de septiembre de 2022 se publica el RDL 17/2022 que, entre otras medidas (renuncia temporal
de la cogeneración al RECORE, ajustes de la capacidad de transporte de red, lo que debería reducir
en principio las restricciones a las renovables y otras medidas de mejora y agilización en la tramitación
de proyectos renovables), incorpora de nuevo un producto de respuesta activa de la demanda a
través de un servicio de balance mejorado que deriva en cierta forma del anterior servicio de
interrumpibilidad.
Con fecha 24 de enero de 2020, la CNMC publicó la Circular 3/2020, por la que se establecía la actual
metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, y se eliminaba
el peaje a la generación establecido hasta ese momento es 0,5 €/MWh.
En junio de 2020 se publicó el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprobaron
medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica, tras la pandemia
del COVID-19. Uno de los aspectos más relevantes recogido en esta normativa fue el impulso a las
energías renovables, sentando las bases de un nuevo marco retributivo para la futura capacidad
instalada mediante mecanismos de concurrencia competitiva, que convive con el actual régimen
retributivo específico y que gradualmente irá desapareciendo con la finalización de la vida regulatoria
establecida para los MW instalados con derecho a esta retribución.
El final del año 2020 quedó marcado por la aprobación de la normativa de desarrollo del mencionado
Real Decreto-Ley 23/2020. Así, en noviembre de ese año se publicó el Real Decreto 960/2020, por el
que se regularía el régimen jurídico y económico de energías renovables para instalaciones de
producción de energía eléctrica, basado en el reconocimiento a largo plazo de un precio por la
energía. En diciembre se publicó la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regulaba
el primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías
renovables y se establecía el calendario indicativo para el periodo 2020-2025. Para 2020 se fijó un
objetivo mínimo de 3.000 MW.
El 28 de enero de 2021 se publicó la Resolución de 26 de enero de 2021, de la Dirección General de
Política Energética y Minas, por la que se resolvía la primera subasta celebrada para el otorgamiento
del régimen económico de energías renovables al amparo de lo dispuesto en la Orden
TED/1161/2020, por la cual le fueron adjudicados a diversas sociedades del Grupo 106,6 MW solar
fotovoltaicos nominales atribuibles.
Con fecha 9 de septiembre de 2021, se publicó la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía,
por la que se convoca la segunda subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías
renovables al amparo de lo dispuesto en la Orden TED/1161/2020, por un total de 3.300 MW. El
Grupo no participó en esta subasta. El 30 de diciembre de 2021, se abrió consulta pública en relación
con la propuesta de Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se convocaba la
tercera subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables, por un total de
500 MW.
Durante el ejercicio 2022 se celebraron tanto esta tercera como una cuarta subasta con una potencia
adjudicada muy reducida como consecuencia de las condiciones de mercado que impiden encajar un
esquema de esta naturaleza en un contexto de precios muy elevados y con gran incertidumbre en su
evolución en el medio y largo plazo. En la tercera subasta se adjudicaron 177 MW de los 520 MW
finalmente lanzados y de los cuales el Grupo resultó adjudicatario de una instalación de biomasa por
147
29,9 MW. En la cuarta se adjudicaron 45,5 MW en total, de los 3.300 MW previstos. A lo largo del
ejercicio 2023 no se han celebrado subastas en el marco de este mecanismo de impulso a las energías
de origen renovable.
Con fecha 27 de diciembre de 2022 se publicó la Ley 38/2022 que establece gravámenes temporales
en el sector energético y bancario. Dicho gravamen, aplicable para los ejercicios 2022 y 2023, consiste
en el 1,2% del Importe Neto de la Cifra de Negocios obtenida en el ejercicio inmediatamente anterior
y para la actividad que desarrollen en España, excluyendo el importe correspondiente a actividades
reguladas. Los obligados al pago son los operadores principales en los sectores energéticos de
acuerdo con las resoluciones de la CNMC exceptuando aquellas en las que concurran al menos una
de las siguientes circunstancias:
a)
Que el Importe Neto de la Cifra de Negocios del ejercicio 2019 sea inferior a 1.000 millones de euros.
b)
Que su Importe Neto de la Cifra de Negocios en cada uno de los ejercicios 2017, 2018 y 2019 derivados
de la actividad como operador principal del sector energético no exceda el 50% en cada ejercicio
respectivo.
La disposición adicional quinta del RDL 8/2023 incluye una prórroga de este impuesto, en las mismas condiciones
para el ejercicio 2024, contemplando su futura revisión para su incorporación en el sistema general de tributos.
Estados Unidos
El “RPS” (Renewable Portfolio Standard) es una política de mercado establecida libremente por
algunos estados que obliga a que una proporción mínima del suministro de electricidad provenga de
energías renovables. Los porcentajes varían entre estados, estando la mayoría entre el 20 y el 30%
del suministro en los años 2020 a 2025. La puesta en práctica se suele hacer con los RECs (Renewable
Energy Credits), un sistema de certificados negociables que verifican que un kWh de electricidad haya
sido generado por una fuente renovable. Al final de un año, los generadores de electricidad deben
tener suficientes certificados para cubrir su cuota anual, imponiéndose sanciones en caso de
incumplimiento.
Los PTCs (Production Tax Credit) conceden a la electricidad generada una deducción fiscal durante
los 10 primeros años de operación de un importe por MWh ajustado anualmente en base al IPC
(regulado en la “Energy Policy Act”).
En el año 2005, el Congreso estableció un crédito fiscal a la inversión del 30% ITC (Investment Tax
Credit) aplicable inicialmente a proyectos de energía solar, aunque posteriormente se daría acceso
al resto de tecnologías con la emisión del
Bipartisan Budget Act
de 2018.
En el año 2009, se aprobó una Ley por la que las empresas que podían acceder al régimen de PTC
pudieran recibir a cambio ITC o, alternativamente, recibir un pago equivalente al 30% de la inversión.
Estos incentivos fiscales han necesitado siempre una renovación anual, con la incertidumbre
asociada, pero en diciembre de 2015 se aprobó una extensión de PTC e ITC a largo plazo, tanto para
la energía eólica como para la solar fotovoltaica, con una disminución gradual del incentivo. En los
proyectos de energía eólica, que tenían la opción de elegir la compensación a través de PTC o de ITC,
el PTC disminuye un 20% cada año hasta 2020, que termina con un 0% de incentivo y, de la misma
148
manera, el ITC también se reduce progresivamente hasta eliminarse en 2020. En los proyectos de
energía solar fotovoltaica, en cambio, se mantuvo un 30% del ITC hasta 2020 (31 de diciembre de
2019), empezando a disminuir entonces, hasta quedar fijo en un 10% después de 2022. El hito que
determina los plazos es el inicio de la construcción.
En mayo de 2016 el Internal Revenue Service (IRS) aclaró lo que se considera “inicio de construcción”
para proyectos eólicos, que puede cumplir tanto con un “comienzo de trabajo físico” definido o con
un “
safe harbour
” de un mínimo de gasto determinado (5%), cuestión que confirmó en la guía de
aplicación emitida por este órgano en junio de 2018.
A lo largo de 2020 se extendió para la tecnología eólica la posibilidad de recibir PTC o ITC. Para el PTC
se permitió “cualificar” en 2020 por un valor de PTC incluso mayor (15$/MWh, un 60% del original)
que si se cualificaba en 2019 (10$/MWh, un 40%) y se concede de nuevo un plazo de 4 años para
obtener la puesta en marcha de la instalación. Respecto del ITC, para el que también permiten optar
como alternativa al PTC, para 2020 representaría el 18% del CAPEX (40% del valor de 2016) en lugar
del 12% de 2019 (60% del valor de 2016).
Para ayudar a abordar los retrasos en la construcción relacionados con el COVID-19, el IRS emitió una
guía en mayo de 2020 que permitía que los proyectos que comenzaron a construirse en 2016 o 2017
tuvieran un año adicional para la construcción, lo que les otorgaba cinco años para su puesta en
servicio en lugar de cuatro. Los proyectos eólicos, tanto onshore como offshore, que comienzan la
construcción después de 2021 ya no son elegibles para el PTC.
El presidente Trump, antes del final de su legislatura, firmó
The Consolidated Appropriations Act, 2021
el 27 de diciembre 2020. Esta norma permitió la ampliación del esquema de ITC y PTC para el año
2021. Para el negocio eólico en términos generales extiende en las mismas condiciones aplicables
para 2020 al año 2021 mientras que para el negocio fotovoltaico la novedad es que el descenso
gradual del incentivo ITC, que empezaba en los proyectos de 2020, se extiende para los años 2021 y
2022.
Tras más de un año de negociaciones, en agosto de 2022 la cámara de representantes
estadounidense aprobó la
Inflation Reduction Act
través de medidas de oferta y demanda, que afectan a prácticamente todos los segmentos
relevantes: generación eléctrica renovable, hidrógeno limpio, captura y almacenamiento de carbono,
rehabilitación residencial, vehículos eléctricos y sector industrial, entre otros. Para el caso específico
de las energías solar y eólica, se extienden hasta 2024 los incentivos fiscales en vigor, que pueden
incluso incrementarse si se cumplen unos requisitos adicionales de contenido local.
Siguiendo con el desarrollo normativo de la IRA, el 17 de noviembre de 2023, el Departamento del
Tesoro de los Estados Unidos publicó la guía sobre el crédito fiscal a la inversión (ITC) en virtud de la
Sección 48 del Código federal de los impuestos estadounidenses. La propuesta aporta una claridad
importante a varios aspectos de la ITC, en particular sobre los criterios de elegibilidad para los
proyectos de energía eólica marina y terrestre y el almacenamiento “stand alone”.
Existe también otro beneficio fiscal ligado a la capacidad del propietario del parque eólico de
aprovecharse de la amortización acelerada en la mayoría de los activos de capital (Modified
149
Accelerated Cost Recovery – MACRs), que se pueden trasladar fiscalmente a un periodo medio de
amortización de cinco años. Este beneficio no tiene fecha de caducidad.
En 2019 se avanzó en el desarrollo de políticas destinadas a impulsar la utilización de tecnologías de
almacenamiento de energía. En 2018, la FERC emitió y entró en vigor la Orden 841, que requiere que
todos los Operadores Regionales de Transmisión (RTOs) y los Operadores Independientes del Sistema
(ISOs) realicen cambios a las reglas del mercado para que el almacenamiento de energía pueda
participar en todos los servicios. También requiere que los operadores del mercado consideren las
características físicas y técnicas específicas de una unidad de almacenamiento en las operaciones del
mercado.
El año 2019 fue el de la trasposición de esta orden en los distintos mercados: en diciembre de 2018
los seis RTO e ISO hicieron propuestas para el cumplimiento, que detallan una amplia gama en este
sentido. Los Estados comenzaron a establecer objetivos de almacenamiento en sus leyes sobre clima
y energía. A nivel federal también se aprobaron leyes en relación con este tema, como la que se
aprobó en 2019 y que establece un programa de investigación, uno de demostración y uno de
asistencia técnica.
El 22 de abril de 2021 el presidente Biden anunció sus compromisos de reducción del 50-52% de los
niveles de emisiones de 2005 en toda la economía para 2030; una electricidad 100% libre de
emisiones para 2035 y una economía de cero emisiones netas a más tardar en 2050. Como parte del
retorno al Acuerdo de París, Estados Unidos estará obligado a desarrollar un plan para lograr los
objetivos del Acuerdo. Dichos compromisos se establecieron definitivamente en la Orden
Presidencial firmada en noviembre de 2021.
El Presidente Biden presentaba ese mismo mes el plan económico Build Back Better (BBB –
Reconstruir Mejor) con el que pretendía inyectar más de medio billón de dólares en la transición
energética de EE. UU. y planteaba la extensión de los tax credits, que beneficiaría a las energías eólica,
solar y al almacenamiento. Con esta medida se reducirían los costos de las nuevas plantas eólicas que
entrarían en funcionamiento en 2030, entre un 14 % y un 40 % según la región, y para las nuevas
plantas solares a gran escala entre un 36 % y un 52 %. Las plantas de almacenamiento de energía
calificarían para ITC de forma independiente. El objetivo del plan es avanzar en la transición de la
energía fósil a la limpia, dándole un enorme empuje a un sector energético libre de carbono para
2035 y llevar a cabo mayor inversión en innovación promoviendo las energías limpias y haciendo más
esfuerzo para evitar el cambio climático. El proyecto de ley (BBB) se paralizó por la oposición de un
senador demócrata, que expresaba preocupaciones por el gasto del proyecto de ley y sus impactos
en el déficit del presupuesto federal y la inflación.
En diciembre de 2021, la EPA (Environmental Protection Agency) revisó los estándares nacionales de
emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para automóviles de pasajeros y camiones ligeros
para los años modelo 2023-2026.
La Inflation Reduction Act (IRA), pese a su título, y a que se toman medidas en otras aspectos de la
economía como la sanidad o aspectos sociales, se trata de una ley esencialmente climática, que
supone un cambio de gran magnitud en la política estadounidense: otorga por primera vez respaldo
legislativo a la lucha contra el cambio climático, y acerca al país al cumplimiento de sus objetivos de
reducción de emisiones para 2030, siendo además un revulsivo a escala mundial para el sector
150
renovable y su cadena de valor industrial. El programa aprobado se instrumenta en gran medida a
través de subvenciones, préstamos blandos y bonificaciones fiscales con fines climáticos, por un total
de unos 750.000 millones de USD (369.000 en ayudas y el resto préstamos) hasta 2030. Con relación
a los objetivos climáticos esperados, se estima que la IRA facilitará una reducción de emisiones que
podría alcanzar aproximadamente un -42% (2005 vs 2030), en comparación con el -26% previo.
En otro orden de cosas, en febrero de 2022, la Administración Biden extendió por cuatro años los
aranceles sobre las importaciones de módulos fotovoltaicos de silicio cristalino introducidos en 2018
por el Gobierno de Trump. La extensión incluye dos modificaciones sustanciales, que relajan de
manera relevante la medida: (i) duplicar la cuota de importaciones libre de aranceles (de 2,5 GW a 5
GW) y (ii) excluir a los paneles bifaciales (los más utilizados para proyectos a gran escala).
En junio de 2022, la Casa Blanca publicó una Orden Presidencial invocando a la Defense Production
Act (diseñada en época de la segunda guerra mundial, con lo que no necesita la aprobación del
Congreso), en la que da potestad al Departamento de Energía para acelerar la producción doméstica
de tecnologías clave en el sector energético, entre otras: transformadores, componentes y redes
eléctricas, bombas de calor, soluciones de aislamiento, y electrolizadores. El objetivo es acelerar el
desarrollo de la Agenda de Energía Limpia del gobierno. Aparte de las implicaciones de fomento de
industria nacional, la Orden introduce una moratoria de 24 meses en la aplicación de cualquier tipo
de aranceles sobre los paneles solares o tasas a la importación de células o módulos desde Vietnam,
Malasia, Tailandia o Camboya (con investigación abierta para esclarecer si son importaciones chinas
encubiertas), mientras se mantienen las sanciones a los procedentes directamente de China. Esta
medida fue muy bien acogida por el sector, ya que proporcionaba certidumbre para las
importaciones de módulos para los siguientes 24 meses.
El año 2023 ha sido especialmente activo en cuanto al desarrollo normativo para impulsar el
Hidrógeno renovable en el país. El 17 de octubre el departamento de energía de Estados Unidos
anunció la inversión de 7.000 millones de dólares americanos en siete Centros Regionales de
Hidrógeno Limpio (H2Hubs). Además, el 22 de diciembre de 2023, el Servicio de Impuestos Internos
(IRS) y el Departamento del Tesoro publicaron las propuestas regulatorias relativas al crédito fiscal
para la producción de hidrógeno limpio en virtud de la Sección 45v del Código de Rentas Internas.
Este crédito es el principal incentivo fiscal para la producción de hidrógeno limpio en los Estados
Unidos.
México
Hasta diciembre de 2013 la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía
eléctrica estaba reservada exclusivamente al Gobierno Federal a través de la Comisión Federal de la
Energía (CFE). Las únicas opciones de venta de energía renovable eran la Producción Independiente
de Energía (centrales de generación eléctrica que venden su producción directamente a CFE) o los
Contratos de Autoabastecimiento (centrales de generación eléctrica que venden su producción a un
centro de carga que tiene algún porcentaje de propiedad sobre la planta de generación).
En 18 de diciembre de 2013 se publicó una reforma constitucional que introdujo cambios
significativos en el modelo energético mexicano, provocando una apertura del mismo y aceptando
una mayor participación privada. La nueva Ley de la Industria Eléctrica (LIE), publicada el 11 de agosto
de 2014, concreta, para el sector eléctrico, esos cambios sustanciales: reduce el papel del Estado en
151
el sector, que se limita a la operación del sistema y a la prestación de los servicios de transmisión y
distribución, se impone la separación legal de actividades, se crea un mercado eléctrico mayorista
operado por el Centro Nacional para el Control de la Energía (CENACE), cuyas ofertas estarán basadas
en costes, y establece un sistema de obligaciones para los generadores a cubrir con Certificados de
Energías Limpias (CELs). Además, se celebrarán subastas para Contratos de Cobertura Eléctrica para
cubrir el suministro de los Usuarios de Servicios Básicos. En las Subastas de Largo Plazo se asignan
contratos de cobertura eléctrica de energía limpia, potencia y CELs. En lo que respecta a los contratos
existentes con origen en la ley anterior, la LIE contempla su continuidad.
Las primeras bases del mercado fueron publicadas en 2015 y deben reevaluarse cada 3 años. En
enero de 2016, la Secretaría de Energia del Gobierno de México, (en adelante “SENER”) publicó la
resolución que autoriza el inicio de operaciones en el mercado de corto plazo en los diferentes
sistemas interconectados y CENACE inició las funciones del Mercado de Día en Adelanto (MDA). Hasta
la fecha el MDA y el Mercado en Tiempo Real (MTR) se encuentran aún en la primera etapa de su
funcionamiento, no habiéndose iniciado aún la implementación del mercado de hora en adelanto.
Asimismo, en febrero de 2017 se inauguró el Mercado de Balance de Potencia, que determina el
precio que respalda la capacidad del año anterior, el volumen y montante total. Se trata de un
mercado anual y ex-post.
El primer año de obligación de entrega de CELs fue 2018, año en que tuvieron que alcanzar hasta el
5% de la electricidad comercializada. En marzo de 2019 se ratificaron los Requisitos de CELs
correspondientes a los Períodos de Obligación 2020, 2021 y 2022, (7,4%, 10,9% y 13,9%,
respectivamente) complementando el publicado en 2016 para 2019 (5,8%).
Hasta la fecha se han realizado tres subastas de largo plazo, dos en el 2016 y una en el 2017. Esta
última incluía ya una cámara de compensación, lo que permitía potencialmente la participación de
suministradores distintos a CFE. En 2018 el CENACE anunció la cuarta subasta de largo plazo para la
compra y venta de energía, capacidad y CELs cuyo primer borrador salió en marzo de ese mismo año
y en agosto se llevó a cabo la precalificación y registro de los posibles compradores y la presentación
de solicitudes de precalificación para ofertas de venta. En diciembre 2018, con la llegada del nuevo
presidente Lopez Obrador se anunciaba su suspensión y en enero 2019 su cancelación.
Además, el Ejecutivo anunció que revisaría los contratos firmados con empresas privadas en el marco
de las subastas anteriores y otros mecanismos y canceló el desarrollo de inversiones relevantes de
mejora del sistema eléctrico de transmisión a nivel nacional. A la fecha de cierre de estas cuentas
anuales, sigue sin comunicarse fecha para una nueva subasta.
El último PRODESEN (Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional) publicado por SENER
para el periodo 2019-2033 estima que en 2033 la generación eléctrica con energías limpias será un
35% de la generación total.
El 28 de octubre de 2019 se publicó el Acuerdo por el que se modifican los Lineamientos que
establecen los criterios para el otorgamiento de CEL´s, en el que se amplía para las centrales de la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) anteriores a la LIE (Centrales Eléctricas Legadas) la posibilidad
de generar este tipo de certificados, lo que, en definitiva, permitiría a varias instalaciones del Grupo
acogerse a este derecho. No obstante, esta normativa implicaba a su vez el riesgo de sobreoferta de
CEL´s en el mercado al incrementarse el número de instalaciones calificadas para su emisión. Varios
152
generadores rechazaron dicha medida y solicitaron su abrogación. Como consecuencia se logró una
suspensión de la norma hasta que se publicara la sentencia definitiva.
A pesar de esto, el principal problema continuaba existiendo, ya que CFE podía generar certificados
con sus instalaciones de energía antiguas y por tanto aumentar la oferta y reducir la demanda de
certificados –con CFE como principal consumidor-, ejerciendo una presión bajista a su precio hasta
prácticamente cero. La medida afecta tanto a las instalaciones en operación como a las plantas en
desarrollo, ya que modifica sustancialmente sus previsiones de ingresos.
Utilizando como razón la crisis del COVID-19, el 29 de abril de 2020 el CENACE plantea un conjunto
de modificaciones que tratan de aumentar la confiabilidad del sistema. Se publica la resolución por
la que se suspende de manera indefinida las pruebas para nuevos proyectos de energía limpia (sin
referencia al resto de tecnologías). Adicionalmente, y aduciendo razones de fallos técnicos en el
sistema eléctrico, se garantiza el despacho de las plantas gestionables (combustibles fósiles
principalmente) sobre la generación renovable.
SENER publica el 15 de mayo de 2020 la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad
en el Sistema Eléctrico Nacional, que limita la participación en el mercado de empresas de generación
renovable, desincentivando el despacho renovable porque son “intermitentes”. La repercusión
directa es el retraso en la puesta en marcha de 28 instalaciones eólicas y fotovoltaicas previstas para
2020 y 2021 en México. El Supremo suspendió cautelarmente esta Política de Confiabilidad hasta que
se publicase sentencia definitiva al respecto.
Igualmente, a finales de mayo de 2020, la CRE (Comisión Reguladora de Energía) incrementó las
tarifas de porteo, siendo suspendida provisionalmente por un Tribunal Federal, dejando abierta la
estrategia legal para que las empresas reclamaran la devolución de los beneficios del porteo.
Finalmente, los cambios en las tarifas de porteo fueron impugnados definitivamente por la Comisión
de Competencia Económica (COFECE) y ahora mismo se encuentran suspendidos.
SENER y la CRE han emitido una serie de instrumentos normativos destinados a proporcionar a CFE
un papel más activo en la planificación del (Sistema Eléctrico Nacional) SEN mexicano, dar prioridad
de despacho a CFE y restringir el acceso a las redes nacionales de renovables intermitentes,
generadores de energía, entre otros. Los cambios regulatorios han sido impugnados judicialmente
por partes interesadas, incluidos inversores privados, ONG’s y la administración pública. Si bien en la
mayoría de ellos aún no se ha dictado sentencia, importantes decisiones judiciales han invalidado
algunas de dichas normas.
El 9 de marzo de 2021 se presentó la propuesta de reforma a la Ley de la Industria Eléctrica que trata
de fortalecer la posición de la CFE en el mercado eléctrico en detrimento de los actores del sector
privado. SENER, CRE y CENACE tendrían un plazo de seis meses a partir de la promulgación de la
Reforma a la LIE para realizar los cambios necesarios al marco regulatorio de la industria eléctrica a
fin de hacerlo consistente con dicha reforma.
Sin perjuicio de lo anterior, solo dos días después de su publicación, los Juzgados de Distrito
resolvieron otorgar medidas cautelares definitivas a fin de suspender los efectos de la Reforma a la
LIE. Como consecuencia y en el marco de las demandas de amparo interpuestas por varias empresas
privadas, entre las que se encuentran las filiales del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables,
153
la medida cautelar pretende evitar otorgar un beneficio competitivo y crear distorsiones en el
mercado. Dicha medida cautelar no significa que la Reforma a la LIE haya sido invalidada, sino que no
tendrá efecto hasta que se resuelvan las demandas de amparo correspondientes. En caso de que el
pleno de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCNJ) resuelva, en cualquiera de estos dos casos,
por voto de al menos 8 de 11, que la Reforma a la LIE es inconstitucional, esta podrá quedar sin
efecto.
En abril de 2022 la Suprema Corte de Justicia (SCJ) llevó a cabo la sesión para votar la
inconstitucionalidad de la Reforma. No hubo consenso sobre la totalidad de la norma, pero sí se
votaron de forma aislada varios de sus contenidos con resultados evidentes a favor de la
inconstitucionalidad. Los resultados de las votaciones no son vinculantes en el sentido de que los
amparos contra la Reforma de la LIE siguen vigentes, aunque sí pueden servir de guía a los jueces que
dictaminen los juicios de amparo.
Posteriormente, en octubre de 2022, la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) levantó la
suspensión que se había establecido en febrero sobre la revisión y análisis de los amparos
presentados a los cambios a la Ley de la Industria Eléctrica, por lo que a partir de ahí los amparos
continúan su análisis y resolución.
El presidente de México presentó el 30 de septiembre de 2021 al Congreso de la Unión la Reforma a
los artículos 25, 27 y 28 constitucionales teniendo esta los siguientes objetivos:
i)
CFE generará al menos el 54% de la electricidad, y los privados hasta el 46%.
ii)
CRE y CNH se subrogan a SENER.
iii)
La generación y abastecimiento de electricidad se convierten en exclusivas del Estado,
pudiendo CFE adquirir electricidad de generadores privados.
iv)
Cancela Permisos de Generación y de Autoabasto.
v)
Los generadores de Subastas de Largo Plazo y los Autoabastos “legítimos” podrán vender su
energía de forma exclusiva a la CFE. Ya no podrán comercializarla a clientes privados.
Al ser una Reforma Constitucional, no existen tiempos máximos establecidos para su aprobación, ya
que la finalidad es que se estudie y discuta el tiempo que sea necesario. Sin embargo, para que pueda
ser aprobada necesita el voto de las dos terceras partes de los miembros presentes del Congreso de
la Unión (Cámara de Diputados y Senadores) y el voto del 50 por ciento más uno de los Congresos
Locales de los Estados.
Esta Reforma Constitucional se siguió debatiendo en los primeros meses del 2022, hasta realizarse
finalmente en abril la votación en el Pleno de la Cámara de Diputados. La reforma obtuvo 275 votos
a favor y 233 en contra, por lo que no se alcanzaron los 332 votos necesarios (dos tercios de la
Cámara) para su aprobación, e imposibilitando que el proyecto de reforma pueda ser presentado
nuevamente durante las sesiones de la Cámara.
Por otra parte, el gobierno mexicano creó el Registro Nacional de Emisiones para registrar todas las
emisiones provenientes de los sectores de transporte, generación de energía eléctrica, vivienda,
petróleo y gas, industria en general, agricultura, residuos y uso de suelo. Este registro es necesario
para el cumplimiento de los objetivos vinculados al Acuerdo de París (Agenda 2030). Se plantea
obtener la neutralidad en carbono en 2050 teniendo como base los datos del año 2000. México ha
asumido el compromiso de reducir en un 22% los gases de efecto invernadero y un 51% las emisiones
154
de carbono negro para 2030. Como resultado acordó que el 35% de la electricidad que se produzca
en México provendrá de fuentes de tecnología limpia para 2024.
La Operación del Sistema de Comercio de Emisiones (en período de prueba hasta el 31 de diciembre
de 2022) ha creado un instrumento de mercado que, de conformidad con la Ley General de Cambio
Climático de México, así como el Acuerdo de París, ha sido diseñado para reducir las emisiones de
gases de efecto invernadero. Este sistema se basa en el principio de
‘cap and trade
’ y consiste en
establecer un tope sobre las emisiones totales de uno o más sectores, que debe reducirse cada año.
La fase de prueba, que tenía que haber terminado el 31 de diciembre de 2022, se ha extendido
durante 2023 debido a que no se habían definido todavía las reglas finales de funcionamiento. Tal y
como había anunciado el Gobierno, el sistema se plantea en dos fases: la primera de 2024 a 2026 y
la segunda de 2027 a 2030. La Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT)
asignará derechos de emisión a instalaciones con emisiones superiores a 100.000 toneladas de CO2
entre las que se encuentran las industrias de hidrocarburos y electricidad, automoción, cemento,
química, alimentos y bebidas, y vidrio. Las instalaciones afectadas, que deberán entregar derechos
de emisión por el total de sus emisiones podrán comprar y vender derechos y adquirir créditos de
compensación de otros proyectos para cubrir el volumen.
El 31 de diciembre de 2021, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones
Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad,
continuidad, seguridad y sustentabilidad del sistema eléctrico nacional: Código de Red (“Código de
Red 2.0”). El documento presentaba algunos cambios importantes y modificaba el orden de las
tecnologías que CENACE limita por concepto de confiabilidad estableciendo ahora en primer lugar
las centrales en pruebas, seguidas de la generación renovable (intermitente) pasando la generación
térmica a cuarto lugar.
Como resultado del nuevo orden de prelación establecido en el “Código de Red 2.0”, durante los dos
primeros meses del año 2022 se incrementaron notablemente las limitaciones por confiabilidad a las
centrales renovables. Sin embargo, un participante de la industria eléctrica mexicana logró obtener
la Suspensión Definitiva con efectos generales del amparo interpuesto en contra del Código de Red
2.0, de forma que se ordenó a CENACE dejar de aplicar este nuevo sistema normativo, obligándole a
aplicar el código de red anterior. Asimismo, la Asociación Mexicana de Energía (“AME”), de la que el
Grupo es miembro, obtuvo la Suspensión Definitiva al amparo interpuesto en contra del código de
red.
Finalmente, ambas medidas (la Política de Confiabilidad y los cambios en las tarifas de porteo) fueron
impugnadas definitivamente por la Comisión de Competencia Económica (COFECE) y ahora mismo
se encuentran suspendidas. El sector se encuentra a la espera de la sentencia definitiva a la fecha de
emisión de las presentes cuentas anuales.
Chile
En 2013 Chile modificó la Ley 20.257 (Ley ERNC) de 2008 mediante la Ley 20.698 (Ley 20/25) y fijó
un objetivo de renovables sobre el total de la generación eléctrica del 20% a 2025. Las empresas
eléctricas deben de acreditar que un porcentaje de la energía que han retirado del sistema proviene
de este tipo de tecnologías. La Ley impone también una penalización por incumplimiento de la
155
obligación que asciende a 0,4 UTM por MWh no acreditado (aproximadamente 32 US$) y, para
empresas reincidentes en los tres siguientes años al primer incumplimiento, a 0,6 UTM por MWh no
acreditado (aproximadamente 48 US$). Igualmente, prevé que aquellas empresas que hayan
inyectado energía renovable en exceso de su obligación puedan traspasar ese exceso a otras
empresas. Sin embargo, no se ha instaurado un mercado de certificados verdes como tal, sino que
se firman contratos bilaterales entre las partes interesadas y la certificación de traspaso se hace
mediante la copia autorizada de contrato.
Para alcanzar el objetivo fijado, la Ley 20/25 introdujo también subastas anuales, de acuerdo con las
proyecciones de demanda del gobierno a tres años vista. La introducción en la subasta de la
posibilidad de ofertar en bloques diferenciados (Bloque A para la noche, Bloque B para horario solar
y Bloque C para las horas restantes del día) facilita la participación de renovables.
En abril de 2016 se publicó una Resolución Exenta que aprobaba el informe preliminar de licitaciones
en el que se establecían los valores de consumos regulados (en GWh-año) que se deben licitar en los
próximos años. Los volúmenes incluían una disminución de la previsión de la demanda energética de
aproximadamente un 10% entre 2021 y 2041, lo que implica una importante disminución de lo que
se iba a subastar ese año (de los esperados 13.750 GWh a aproximadamente 12.500 GWh).
El objetivo del Gobierno chileno con las subastas es que las empresas de distribución eléctrica
dispongan de contratos de suministro de largo plazo, 20 años a partir de 2024, para satisfacer los
consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios. Después de 4 años desde 2017 (última
subasta convocada en Chile), en septiembre de 2021 se volvió a realizar una nueva subasta inversa
de contratos de suministro de energía. Todos los proyectos ganadores utilizarán activos renovables
y de almacenamiento para el suministro. El precio promedio ponderado de la subasta disminuyó un
27% a $23,8/MWh desde $32,5/MWh en la subasta anterior. El Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables no se adjudicó ningún proyecto en esta subasta.
En julio de 2016 se publicó la Ley de Transmisión, que establece un nuevo sistema de transmisión
eléctrica y crea un organismo único coordinador independiente del sistema eléctrico nacional. Tras
la aprobación de la Ley de Transmisión, comenzó el trabajo de los reglamentos asociados.
En 2017 se aprobó la regulación para la implementación del impuesto a las emisiones del CO
2
(Resolución Exenta 659), que implicó el pago de una compensación por parte de todas las empresas
generadoras, incluyendo las no contaminantes.
En 2018, los Reglamentos de Servicios Complementarios y el de Coordinación y Operación del
Sistema Eléctrico Nacional son retirados de contraloría, retrasándose el proceso de aprobación. En
enero de ese mismo año, el Gobierno de Chile dijo que el país no construirá nuevas centrales de
carbón sin captura de carbono e inició conversaciones para reemplazar la capacidad existente con
fuentes más limpias.
Tras los disturbios que comenzaron en octubre de 2019 y los diferentes impactos económicos y
políticos derivados, el gobierno aprobó la congelación de las tarifas, a través del
mecanismo
transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de
tarifas
distribución, que sólo podrán trasladar a sus clientes regulados unos precios pre-definidos, y a las
156
generadoras que suministran a dichas suministradoras, que estarán sometidas a un factor de ajuste
durante un periodo transitorio.
En 2021 se presentó una propuesta de modificación del cálculo de la potencia de suficiencia. El
reglamento tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para
determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a que se
refiere el artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Las modificaciones más destacables
del reglamento son un reconocimiento penalizado a centrales fotovoltaicas sin almacenamiento, la
promoción del almacenamiento en sistemas como baterías y bombeo y el reconocimiento a las
baterías como plantas renovables. Este reglamento está en proceso de revisión, pero se ha paralizado
por el gran volumen de observaciones recibidas.
En 2021 el Congreso de Chile analizó la Ley de portabilidad eléctrica, un proyecto de ley que modifica
la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) para incorporar un nuevo comercializador de energía al
mercado eléctrico de Chile para promover la competencia, que podría comprar bloques de energía
de las empresas generadoras y vender sub-bloques a clientes regulados a precios inferiores a los
ofrecidos por los distribuidores. El Proyecto de Ley aún se encuentra en tramitación en la Cámara de
Diputados, sin embargo, no se ha declarado ningún tipo de urgencia en su discusión por lo que no ha
tenido avances en las últimas fechas. Se espera que durante el 2023 el proyecto reinicie su trámite
legislativo y posterior aprobación y que la nueva figura del comercializador, actor capaz de comprar
y vender energía dentro del mercado regulado, entre en funcionamiento en 2024. Actualmente solo
los clientes libres pueden elegir a quien comprar energía.
Durante el primer semestre del año 2022, como resultado de la persistente sequía sufrida por el país,
el Ministerio de Energía extiende sucesivamente el Decreto que permite evitar el racionamiento ante
la falta de energía hidráulica en el sistema eléctrico. Las medidas incluidas se centran en la gestión
centralizada de volúmenes de compra de diésel, en el fortalecimiento del control de la operación de
estas unidades diésel del sistema eléctrico y de las centrales hidroeléctricas de embalse,
garantizándose en todo momento una reserva hídrica disponible de 650 GWh.
Finalizando el primer semestre de 2022, el Gobierno promulgó la Ley de Cambio Climático, que tiene
como uno de sus objetivos fundamentales que el país sea neutro en emisiones a más tardar en el año
2050. El responsable principal de la consecución de este objetivo será el Ministerio de Medio
Ambiente, apoyado por el Ministerio de Energía que liderará la mesa multisectorial formada para
concretarlo en medidas.
En julio de 2022, el Gobierno promovió un nuevo mecanismo para extender las ayudas existentes a
los clientes regulados (hasta el 2032), evitando una subida automática de aproximadamente un 40%
que se produciría en ausencia de ellas. Esta medida de congelación de tarifas reguladas de
electricidad, establecida como consecuencia de las revueltas sociales de 2019, era financiada por los
generadores regulados hasta alcanzar un volumen total de 1.350 M$ o hasta julio de 2023. La
pandemia de COVID, la guerra de Ucrania, problemas de tipo de cambio peso/dólar y el contexto de
inflación creciente provocaron que el volumen se alcanzara con un año de antelación. El nuevo
mecanismo establecerá precios preferentes para clientes regulados, que se financiarán con cargos
adicionales aplicados a clientes libres y regulados, y con aportes del Estado (recursos propios y deuda
con entidades financieras).
157
En verano de 2022, se lanzó también consulta pública en relación con la Norma Técnica de
Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo de definir el tratamiento de
los sistemas de almacenamiento. El sector renovable se mostró favorable a que sea el propietario el
que opere la potencia de almacenamiento, para optimizar su despacho, garantizando en todo
momento la seguridad del sistema.
En octubre de 2022, el Ministro de Energía expuso en la Cámara de Diputados las cuatro prioridades
en la agenda legislativa del Gobierno, fortaleciendo sus compromisos renovables:
-
Proyecto de Ley que impulsa las energías Renovables (“Ley de cuotas”). El objetivo es duplicar al
menos la cuota de participación renovable para 2030, pasando del 20% al 40%, e incluso al 60%.
-
Almacenamiento: clave para integrar renovables y reducir los vertidos, asociado también al
impulso de la electromovilidad. En este sentido, el Senado aprobó por unanimidad el Proyecto de
Ley de Almacenamiento de energías renovables, que pasará a su tratamiento en la Cámara Baja.
-
Reforzar y ampliar la red de transporte, y aumentar la eficiencia en la gestión activa de la red, todo
ello esencial para reducir los frecuentes vertidos renovables y transmitir los excedentes
renovables del norte del país hacia la zona central.
-
Hidrógeno renovable: aumentar la capacidad de electrólisis para alcanzar los 25 GW en 2030. Para
conseguirlo, se pretende desarrollar una renovada Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.
Con el fin de avanzar en el proceso de transición energética que está llevando a cabo el país, y
solucionar los graves problemas que arrastran el actual diseño de mercado chileno, el pasado 17 de
abril de 2023 el Ministerio de Energía dio a conocer el Proyecto de Ley de transición energética
denominado “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética”. El plan contiene
10 medidas de corto y mediano plazo que permitan habilitar de mejor manera una descarbonización
acelerada del sector eléctrico.
El 30 de noviembre de 2023 la Comisión de Energía del Senado (CES) aprobó en general este Proyecto
de Ley y el 19 de diciembre de 2023 fue aprobado por unanimidad en la sala del Senado. Para su
desarrollo, los Senadores están exigiendo que se implementen los subsidios, condicionando la
discusión del Proyecto de Ley de Transición Energética a la aprobación de éstos. Se requieren 120
millones de USD, de los que el Ministerio de Hacienda sólo ofrece 20, el resto debería salir de los
Ingreso Tarifarios y no está claro que en los próximos dos años se puedan generar tal cantidad de
dinero a través de ese mecanismo, por lo que se requiere el gobierno garantice el financiamiento de
lo que falte para que pueda ser aprobado en los tempos requeridos.
En el contexto de la elaboración de este Proyecto de Ley se ha propuesto, además, una modificación
de la reasignación de los ingresos tarifarios, de carácter extraordinario, a los generadores
perjudicados con motivo de los diferenciales de precios que se dan entre las diferentes zonas del
país, lo que podría ayudar a paliar los perjuicios de los generadores renovables del país.
Polonia
El 20 de febrero de 2015 se publicó la Ley de Energías Renovables (RES Act), que establece un cambio
de sistema de incentivos de certificados verdes a otro de prima con subasta, aunque habrá
158
continuidad para las instalaciones existentes, pues ambos sistemas seguirán funcionando en paralelo.
La enmienda publicada el 29 de diciembre retrasó 6 meses, hasta julio de 2016, la entrada en vigor
de la subasta y la finalización del plazo para entrar en el sistema de certificados verdes. Tras la
aprobación de varias enmiendas, en junio de 2016 se publicó la última versión de las RES Act, que
entró en vigor el 1 de julio de 2016, pero su aplicación no corregía la sobreoferta de certificados
verdes ni ofrecía aún potencia subastable para grandes instalaciones eólicas y fotovoltaicas. Los
parques del Grupo decidieron finalmente no acogerse a dicha modificación y seguir bajo el régimen
de incentivos a través de certificados verdes.
En diciembre de 2016 se llevó a cabo una subasta, pero se limitó a pequeñas instalaciones,
mayoritariamente de biogás. A principios de 2017 se publicó el borrador de las subastas de 700 MW
de renovables para grandes instalaciones y que se esperaba inicialmente para el segundo semestre
de 2017, pero hasta la fecha no se ha celebrado aún. Además, en julio de 2017 se aprobaron nuevas
enmiendas a la RES Act, sobre todo en relación con la Substitution Fee (la enmienda referencia su
importe a los precios decrecientes del mercado) y las condiciones para la subasta.
Las RES Act volvió a enmendarse significativamente con la RES Amendment Act del 7 de junio de 2018
(que entró en vigor el 14 de julio de 2018) y que como cambios principales establece modificaciones
incluyendo una extensión de la validez de las licencias de construcción para las instalaciones eólicas
que no cumplan las condiciones establecidas en la distance Act, y una vuelta a la base imponible
contemplada en la definición de la tasa de inversión a partir del 1 de enero de 2018 (únicamente los
elementos de construcción del aerogenerador en lugar de todos los componentes). El periodo para
el esquema se subastas se ha ido extendiendo a lo largo de los últimos años, soportado con las
decisiones que se han tomado en ámbitos europeos, y actualmente el plazo está establecido hasta
2027 inclusive.
En noviembre de 2022 y en un entorno de precios altos de la electricidad derivados
fundamentalmente de las implicaciones derivadas de la guerra en Ucrania, el gobierno polaco aprobó
una Ley para limitar el coste asociado a la electricidad. Para ello se procedió a fijar un precio para el
consumo y la generación entre el 1 de diciembre de 2022 y el 31 de diciembre de 2023. En lo que
concierne a la generación, el precio de referencia publicado asciende a 295 PLN/MWh (unos 62,64
€/MWh) equivalente al precio máximo de la subasta. La diferencia entre el precio capturado por el
generador y este precio mínimo tendrá que ser ingresado al gobierno, que destinará los importes
recaudados a subsidiar a las pequeñas y medianas empresas y a los consumidores finales.
En octubre del 2023 se aprobó una modificación de la norma sobre Fuentes de Energía Renovable
(Act on Renewable Energy Source). Esta modificación define entre otras cosas las normas para el
desarrollo de los PPAs y limita la hibridación solo a proyectos ligados al almacenamiento. En Julio de
2023 el Gobierno aprobó una modificación de la Ley de Desarrollo y Ordenación (Act on Spatial
Planning and Development). Según esta modificación, todos los municipios deben elaborar
estrategias de desarrollo espacial a largo plazo para reemplazar los actuales estudios de zonificación,
y se simplificará el procedimiento para la elaboración del plan local.
Australia
The Renewable Energy Electricity Act 2000 (Cth) trata de fomentar la generación de electricidad
renovable y crea un esquema de certificados de energía renovable. El RET (Renewable Energy Target)
159
es un esquema fijado por el Gobierno de Australia diseñado para reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero en el sector eléctrico y fomentar la generación a partir de fuentes renovables. El
mismo impone obligaciones a las comercializadoras de electricidad para obtener certificados de
energía renovable, que pueden ser creados por generadores de energía renovable.
En junio de 2015, se aprobó la “Renewable Energy (Electricity) Amendment Bill 2015”, con la que se
introdujo estabilidad en el sistema de certificados verdes, fijando el objetivo del RET en 33.000 GWh
en 2020 y actualizando el periodo de las revisiones del objetivo que venía siendo cada 2 años para
pasar a realizarse cada 4 años.
El esquema de objetivos de energía renovable (RET) fomenta la generación adicional de electricidad
a partir de fuentes renovables para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector
eléctrico y se compone de dos esquemas: “Large-scale Renewable Energy Target” y “Small-scale
Renewable Energy Target”. En el caso del “Large -scale Renewable Energy Target”, el regulador ha
informado que hay suficientes proyectos aprobados para cumplir y superar el objetivo de 2020 de
33.000 GWh de electricidad renovable adicional. El objetivo finaliza en 2020, pero se mantendrán en
estos 33.000 GWh hasta que finalice el plan en 2030 y se podrán seguir utilizando estos certificados.
“Los Small-scale Renewable Energy Target” también finalizarán en 2030.
En marzo de 2017 el estado de South Australia lanzó el SA Energy Plan, que menciona el
almacenamiento con baterías el fondo de tecnologías renovables y cuyo objetivo es proveer al estado
de almacenamiento a gran escala para energía renovable. En abril de ese mismo año, el Clean Energy
Council publicó un informe de recomendaciones para eliminar barreras regulatorias al
almacenamiento y mejorar la seguridad de la red ("Policy and regulatory reforms to unlock the
potential of energy storage in Australia"). En agosto de ese mismo año el gobierno de Victoria anunció
una subasta de 650MW renovables, que forma parte del esquema de subastas renovables (VREAS)
para alcanzar el Victorian Renewable Energy Target (VRET) de 40% de energía renovable a 2025.
En octubre de 2017 el gobierno anunciaba el esquema Nacional Energy Guarantee (NEG) para
sustituir al actual CET más allá de 2020. Sus aspectos clave: i) Reliability Guarantee (obligación para
comercializadoras: contratar cierta cantidad de generación "despachable"- carbón, gas, hidráulica o
almacenamiento-); ii) Emissions Guarantee (obligación para comercializadoras: que la electricidad de
su cartera alcance un nivel de intensidad de emisiones, que respalde el compromiso de Australia de
26% de reducción de emisiones a 2030). El Energy Security Board publicó el documento sobre el
diseño del NEG que se presentaba en el Energy Council meeting en abril de 2018. Australia
suspendería más tarde el proyecto de ley que contiene el objetivo de reducción de emisiones para el
NEG.
Las redes de transmisión y distribución son monopolios cuyos ingresos y precios están regulados por
la AER (Australian Energy Regulator) de acuerdo con la NEL (National Electricity Law) y las NER
(National Electricity Rules). Todos los generadores de electricidad tienen derecho a conectarse a las
redes de transmisión y distribución, en función de las condiciones que plantee el proveedor de
servicios de red. Una vez conectados a las redes de transmisión y distribución, no hay garantía de que
los generadores sean despachados, y los generadores en zonas de la red débiles o congestionadas
pueden no ser despachados a causa de las limitaciones o requisitos del sistema.
160
El NER requiere que AEMO (Australian Energy Market Operator) y los proveedores de servicios de la
red de transmisión planifiquen la inversión en la red de transmisión en función de un análisis de
inversión que requiere tiempo. Algunos gobiernos estatales han aprobado legislación que les permite
eludir dicho marco regulatorio nacional, lo que puede resultar en la creación de “renewable energy
zones” (REZ) con una inversión en transmisión acelerada y mejor coordinada. Las REZ son “zonas de
desarrollo renovable” que conectan múltiples generadores renovables y almacenamiento en la
misma ubicación y están conectadas a la red de transmisión. En octubre de 2019, el gobierno de la
Commonwealth anunció un "fondo de confiabilidad de la red" de AUD $ 1 mil millones que sería
administrado por el CEFC (Clean Energy Finance Corporation) y proporcionaría inversiones en
proyectos de almacenamiento de energía, infraestructura de red y tecnologías de estabilización de
red.
El Victoria’s Labor Government de Victoria, elegido en noviembre de 2018, prometió aumentar el
objetivo renovable del estado al 50% para 2030, basándose en el objetivo ya legislado del 40 % para
2025. A este respecto, el 30 de octubre de 2019 se aprueba el Renewable Energy (Jobs and
Investment) Amendment Bill 2019 (Vic), que introduce el objetivo VRET 2030 en la legislación. En
ausencia de un objetivo renovable federal después de 2020, la inversión seguirá siendo impulsada
por los estados.
Durante el año 2022, el Energy Security Board (ESB), organismo encargado de coordinar las reformas
energéticas del país, trabajó en la elaboración de normativa de acceso a redes para gestionar
congestiones, así como en el diseño de mecanismos de gestión de capacidad. En línea con estas
propuestas, durante el 2022 se fueron dando los pasos para reconfigurar el mix de generación
estableciendo nuevos objetivos de potencia renovable y anunciándose adelantos en los abandonos
de centrales fósiles, fundamentalmente de carbón. Esto último forzó a los Estados a acelerar el
desarrollo de nueva capacidad renovable, de sistemas de almacenamiento y de grandes instalaciones
de transporte para el refuerzo de la conexión entre sistemas.
A finales del año 2022, el Gobierno anunció aumentar sus esfuerzos para conseguir el desarrollo
renovable y la reducción de emisiones, estableciendo el objetivo de alcanzar un 82% de generación
renovable para 2030 (secundado por varios estados, como el Estado de Victoria, que elevó su objetivo
de renovables al 95% en 2035, creando para ello una empresa de renovables, la Comisión Estatal de
Electricidad, con el objetivo de impulsar 4,5 GW de proyectos de energía limpia). Esto se materializó
en la reasignación de fondos del presupuesto (478 millones de dólares australianos) a la lucha contra
el cambio climático, destinados por el Gobierno anterior a programas para promover mayormente
proyectos de gas, y en el compromiso de reducir las emisiones de sectores como la siderurgia, la
aviación y la agricultura en al menos un 50% para 2035, impulsando para ello la investigación en
hidrógeno verde y en captura y almacenamiento de carbono.
Por su parte, el Consejo del Clima ha propuesto destinar las actuales subvenciones a los combustibles
fósiles (11.600 millones de dólares australianos en el ejercicio 2021) al desarrollo de energía
fotovoltaica en tejados, el bombeo hidráulico, el almacenamiento, el transporte público eléctrico y
las estaciones de carga de vehículos eléctricos.
Con las políticas actuales, el país alcanzaría en 2030 un 60-70% de cuota de renovables en la
generación eléctrica, muy por debajo del objetivo fijado del 82%. Para cumplir este ambicioso
objetivo el Gobierno Federal ha propuesto nuevos desarrollos regulatorios en 2023.
161
Por un lado, el Departamento de Cambio Climático, Energía, Medio Ambiente y Agua ha propuesto
un nuevo esquema de Certificación de Energía Renovable (REGO) que comenzará a funcionar a partir
de 2025 y que convivirá con el actual sistema RET hasta que finalice en 2030. El nuevo sistema cubrirá
todos los generadores de energía eléctrica que actualmente cubre el sistema LGC e incluirá la
electricidad exportada al extranjero, la electricidad generada por energía solar fotovoltaica a
pequeña escala y la electricidad renovable para instalaciones de almacenamiento.
Por otro lado, en noviembre de 2023 el Gobierno anunció la expansión del Esquema de Inversión en
Capacidad, el CIS (Capacity Investment Scheme) para dar apoyo a 9 GW de capacidad gestionable
limpia, y 23 GW de nueva capacidad renovable para 2030, lo que supone un incremento de 3 GW en
capacidad firme, y 6 en renovables, en comparación con el establecido hasta la fecha. El apoyo
financiero a los proyectos CIS seleccionados se realizará por medio de CfDs con caps y floors, con un
ingreso acordado mínimo y máximo.
India
El Plan Nacional de Cambio Climático, publicado en 2008, marcaba un objetivo del 15% de energías
renovables para 2020. Para la consecución de este objetivo, se requería la participación tanto del
gobierno nacional, como de los gobiernos estatales. En junio de 2015 se adoptó el objetivo nacional
de alcanzar 175GW de capacidad renovable en 2022, de la que 100GW corresponden a Solar y 60GW
a Eólica.
Actualmente, el desarrollo renovable en India está basado en las subastas, que tienen como resultado
la asignación de una tarifa. Después de la publicación de la National Wind-Solar Hybrid Policy en mayo
de 2018, se realizó una subasta de 1.200 MW híbridos de solar y fotovoltaica, en la que se adjudicaron
840 MW. También tratando de promover tecnologías novedosas, se subastaron y asignaron 50 MW
de solar flotante. El
Ministry of New and Renewable Energy
de energía renovable para 2028.
Además de los bajos precios en las subastas, los costes de transmisión (intra-state e inter-state) y la
incertidumbre asociada a los terrenos, se han convertido en factores clave del desarrollo renovable
en India.
En paralelo a las subastas, también ha habido un desarrollo de un mercado de contratos de
suministro directo entre generadores y consumidores. Se estima que 4,6GW de proyectos renovables
estaban ligados a un PPA corporativo a finales de 2018, convirtiendo a India en el mercado más
grande de Asia. Los costes derivados, la facilidad de obtención de los permisos, y las obligaciones
derivadas de la programación y comunicación de la electricidad que se vierte a la red difieren en
función de los estados.
En 2010 se implantó el sistema de RECS, con el ánimo de que estados con menos recursos renovables
puedan cubrir su obligación: si la compañía que ha firmado un PPA vende la electricidad a través de
la red a un consumidor final, y no a una entidad distribuidora o comercializadora, puede solicitar este
tipo de atributos.
162
En 2019, el presupuesto de la Unión 2019-2020 introdujo un plan que contemplaba la interconexión
de cinco redes indias regionales para operar en la misma frecuencia. El esquema se implementaría
antes del 30 de junio de 2020 para permitir la transferencia de energía garantizando la conectividad
de todos los estados a un precio asequible, así como el aumento de la capacidad de transmisión
interregional y en consecuencia un mercado más dinámico.
Pese a los problemas de disponibilidad de la red y de tierra, han aumentado los objetivos renovables.
En noviembre 2020 el primer ministro de India, Narendra Modi, anunció que el país tiene como
objetivo aumentar su capacidad de energías renovables a 220 GW para 2022, frente al objetivo
anterior de 175 GW. En la actualidad tienen instalados 136 GW de renovables. Además, se han
llevado a cabo subastas híbridas. Los modelos de licitación híbridos y tecnológicamente neutrales
están contribuyendo a la lógica económica de las energías renovables en la India. El cambio hacia
licitaciones más sofisticadas con un enfoque en los resultados de energía en lugar de la tecnología
está abriendo nuevas puertas para la energía eólica y solar.
En abril de 2023 el Gobierno Indio anunció un calendario de despliegue de renovables (Bidding
Trajectory for Renewable Energy Power Projects) que contempla el desarrollo de 50 GW cada
ejercicio, comenzando el 1 de abril, durante los próximos 5 años. Las subastas incluirán al menos 10
GW anuales de capacidad eólica. Los planes están diseñados para garantizar que India cumpla su
objetivo de 500 GW de capacidad instalada a partir de fuentes de energía no fósiles para 2030. Según
el Ministerio, el país cuenta actualmente con unos 180 GW de capacidad instalada de energías
renovables incluyendo 72 GW de solar, 52 GW de energía hidráulica, 44,5 GW de eólica y 10 GW de
biomasa. Por otro lado, con el fin alcanzar los objetivos de reducción de emisiones establecidos, el
país ha anunciado que lanzará un sistema nacional de comercio de emisiones en los próximos dos
años, que cubrirá aproximadamente el 15% de las emisiones para 2030. Inicialmente, el mercado
incluirá industrias altamente contaminantes como acero, cemento, papel y pulpa, petroquímicos y
aluminio.
Sudáfrica
En 2011 el gobierno implantó un sistema de subastas para la compra de 13 GW de electricidad
renovable, el Energy Independent Power Producers Procurement Programme (REIPPP). La
electricidad generada se vende a tarifa fija a Eskom, la distribuidora estatal y el único contratista para
todos los proyectos de productores de energía independientes.
El 18 de octubre de 2019 se publicó el Integrated Resource Plan (IRP) en el que se daban indicaciones
del desarrollo durante el periodo 2020-2030. Está basado en el equilibrio entre oferta y demanda
eléctrica al mínimo coste y teniendo en cuenta la seguridad de suministro y criterios
medioambientales. El IRP ha ido dando un giro, disminuyendo el carbón y abandonando la idea de
construir nueva nuclear masivamente. Destaca el hecho de que, mientras que en algunos escenarios
del anterior IRP se esperaba la construcción de 9,6 GW adicionales de nuclear, en este nuevo plan se
decide únicamente extender la vida útil de la nuclear existente. Además, se mantiene la instalación
de nueva eólica y solar a través de subastas y se amplía el margen de actuación para los operadores
privados en el campo de la generación distribuida, ampliando el límite de lo que se va a poder instalar.
El plan menciona la importancia del almacenamiento para posibilitar el gran despliegue de
renovables, prevé la instalación de nueva capacidad de almacenamiento y prepara un proyecto piloto
de batería.
163
En 23 de agosto de 2020 se publicó el Risk Mitigation Independent Power Producer Procurement
Programme (RMIPPPP) para la compra de 2.000 MW de capacidad bajo PPAs a veinte años. El objetivo
del programa era cubrir un gap de generación a corto plazo antes de lanzar otros programas de
compra como el REIPPP. El RMIPPPP estaba abierto a todas las tecnologías, con la condición de que
las plantas debían estar disponibles para generar energía en unas horas establecidas además de estar
conectadas a la red antes de junio 2022. En marzo de 2021 se anunciaron ocho adjudicatarios y en
junio 2021 se amplió el número con tres adjudicatarios más. En febrero de 2022 aún no se habían
firmado los PPAs ya que el proceso de adjudicación ha sido impugnado por un sponsor.
En abril de 2022 se anunció la ronda 6 del REIPPPP, en la que en octubre de 2022 se licitaron 3,2 GW
de eólica y 1 GW de solar fotovoltaica. En diciembre de 2022 se publicaron los resultados con la
adjudicación exclusiva a proyectos solares fotovoltaicos por 860 MW. No se adjudicaron proyectos
eólicos tras la confirmación de Eskom durante la evaluación de que no había capacidad de red
disponible para conectar ningún proyecto eólico propuesto en las áreas de suministro.
En diciembre de 2023 se anunció la séptima ronda, con un total de 5.000 MW, 1.800 MW para solar
fotovoltaica y 3.200 MW para eólica terrestre. También en el contexto del IRP y con el objetivo de
desarrollar el almacenamiento y mejorar la integración de las renovables en el sistema eléctrico
nacional, en marzo de 2023, se abrió el primer plazo de presentación de ofertas del Programa de
contratación pública de almacenamiento de energía en baterías con el fin de asignar 513 MW de
capacidad de almacenamiento.
Además, en 2023 se introdujeron una serie de modificaciones a la regulación del sector eléctrico. A
finales de año se aprobó una enmienda a la Electricity Regulation Act por la cual se suprime por
completo la necesidad de obtener licencias de generación para los proyectos de renovables (siendo
necesario únicamente un proceso de registro). También se aprobaron enmiendas que incluye la
creación de un gestor de redes de transporte independiente, que actuará como operador del sistema
y del mercado independiente.
Canadá
Bajo el Greenhouse Gas Pollution Pricing Act se adoptó en junio 2018 el Federal Carbon pollution
System. El sistema tiene dos puntos clave:
-
Un impuesto a los combustibles fósiles (pagado por los productores o distribuidores de
combustible en lugar de por los consumidores).
-
Un sistema de precios cap-and-trade, para la industria (Output Based Pricing System).
Las instalaciones que exceden el límite anual pueden comprar el exceso de créditos de emisión de
otras instalaciones o pagar el precio del carbono. Para 2018 y 2019 el sistema de precios del carbono
se aplicaba a instalaciones industriales que emitan 50 kilotones o más de CO
2
Como parte del compromiso del gobierno federal de garantizar que los precios al carbono se apliquen
en todo Canadá, el Primer Ministro anunció en octubre de 2018 la aplicación territorial del sistema.
164
A principios del año 2019, las provincias de Ontario, Nuevo Brunswick, Saskatchewan y Manitoba,
carecían de una estrategia de reducción de emisiones propia. En consecuencia, a partir de abril de
2019, esas provincias ahora tienen un impuesto al carbono impuesto por el gobierno.
El sistema federal de respaldo consta de dos componentes: (i) un componente similar a los impuestos
que es un cargo regulatorio sobre los combustibles y (ii) un ETS de referencia y crédito para
instalaciones industriales intensivas en emisiones y expuestas al comercio, llamadas Precios basados
en resultados Sistema (OBPS). La mayoría de los ingresos del sistema federal se devuelven a la
provincia o territorio donde fueron recogidos.
El Gobierno de Canadá, ha presentado a principios de noviembre el 2022 el informe denominado
“Fall Economic Statement - 2022” que incluye importantes programas de ayudas a las energías
renovables y al desarrollo de la economía de hidrógeno renovable. Estos marcos de ayuda suponen
claramente la respuesta canadiense a la publicación del IRA por parte de Estados Unidos, con la
esperanza de mantener la capacidad de competitividad en comparación con su vecino.
Las principales actuaciones se basan en incentivos de carácter fiscal y reembolsables (a diferencia de
las ayudas de estadounidenses). La estimación inicial es que comiencen a estar operativas en enero
de 2023. Las ayudas se formulan a través de un instrumento similar a un ITC reembolsable por valor
del 30% de la inversión si se cumplen ciertos criterios de contratación definidos. En caso de no
cumplirlos, las ayudas serán solamente del 20% de la inversión. Las actuaciones inicialmente
susceptibles de recibir ayudas serían los sistemas de generación de electricidad solar fotovoltaica y
termosolar de concentración, eólica, hidráulica y pequeños reactores nucleares, sistemas de
almacenamiento que no utilicen combustibles fósiles para su operación, equipamientos térmicos,
bombas de calor y desarrollo de vehículos eléctricos de carácter industrial. Los detalles para las
ayudas al hidrógeno renovable están menos definidos. El FES-2022 establece que se llevará a cabo
una consulta pública para definir un diseño efectivo de ayudas.
Según el presupuesto federal de 2023, el esquema ITC estará disponible hasta 2035 y se espera que
movilice 6.300 millones de CAD hasta 2028 y 19.400 millones adicionales hasta 2035. Los incentivos
para el desarrollo de proyectos de hidrógeno varían entre un 15-40% del coste elegible de los en
función de la intensidad de carbono del hidrógeno obtenido. Se prevé que las ayudas a la inversión
en hidrógeno costarán 5.600 millones de CAD a lo largo de cinco años, a partir de 2023-24. Entre
2028-29 y 2034-35 se prevé un coste adicional de 12.100 millones y otros tantos entre 2028-29 y
2034-35 se espera en créditos fiscales a la inversión en hidrógeno limpio.
Ucrania
En 2015, Ucrania adoptó el ambicioso objetivo de producir el 25% de su energía a partir de fuentes
renovables para 2035. Ucrania ha estado apoyando este objetivo a través de la Green Tariff, un
sistema de “feed -in-tarif” a la generación hasta este año. Actualmente este esquema tarifario ya no
es aplicable a nuevos proyectos y el año 2022 ha sido el último para completar proyectos en curso
que puedan aprovechar en su puesta en marcha el esquema de tarifa asegurado hasta 2030.
Los parques que el Grupo posee en este país están vendiendo su energía en todos los casos aplicando
la normativa del Green Tariff.
165
Después del MoU se publica la Ley “On Amendments to the Laws of Ukraine to Improve Support to
Electricity Generation from Alternative Energy Sources” (Draft Law No. 3658) y el decreto posterior
del regulador (NEURC) que define las nuevas tarifas. Entre los cambios que trae este documento, hay
un recorte del Green Tariff. En concreto para las instalaciones fotovoltaicas puestas en marcha entre
el 1 de julio de 2015 y el 31 de diciembre de 2019 hay una reducción del 15% del Green Tariff, para
plantas de más de 1MW desde el 1 de agosto de 2020 una reducción aproximada de 22,6 € por MWh
y permanecerían invariables al menos hasta 31 de diciembre de 2029. Esta nueva normativa afecta a
todas las instalaciones propiedad del Grupo.
En 2019 se anunció el nuevo mecanismo de subastas para los nuevos parques. La Auction Law del 22
de mayo de 2019 introduce cambios en el régimen de Green Tariff y establece el marco para las
subastas. Estaba previsto la Green Tariff (modelo anterior) y el régimen de subastas funcionaran en
paralelo de tal forma que los parques ya construidos hasta la entrada de esta normativa se pudieran
mantener en el Régimen antiguo u optar por acudir a las subastas.
Igual que para la Green Tariff, el apoyo estatal sería proporcionado mediante la compra garantizada
por el estado a través de la compañía estatal especialmente designada y autorizada (el "Guaranteed
Buyer") de toda la electricidad producida a partir de la fuente de energía renovable dentro de la cuota
adquirida en la subasta a la tarifa fija establecida. No obstante, el esquema de subastas aún no ha
sido implantado de forma definitiva.
La responsabilidad de los desvíos será del 50% para los generadores, subiendo al 100% en 2022.
Además, desde el 1 de enero de 2021, el TSO puede limitar la producción cuando así lo requiera el
sistema, pagando una compensación establecida reglamentariamente.
El Regulador adoptó el 11 de noviembre de 2020 una Resolución sobre Modificaciones a las Reglas
del Mercado y el TSO podrá compensar a los productores renovables, a solicitud de esto, por la
electricidad limitada a lo largo del año 2019. En cambio, no se realizarán pagos por la electricidad
limitada en 2020 en función de sus requerimientos hasta que los montos respectivos se incluyan en
la estructura de tarifas para 2021.
En junio de 2020 se publicó el “Memorandum of understanding on resolution of problematic issues
in renewables sector
”
problemas de liquidez del “pagador” de la tarifa verde (GB “guaranteed buyer”) y solucionar los
retrasos en las liquidaciones de los generadores con el Operador del Sistema de Transmisión (TSO).
La normativa estableció fundamentalmente que las deudas a los productores serían reembolsadas
antes del 31 de diciembre de 2021. Al cierre del ejercicio 2021 toda la deuda aplazada
correspondiente a 2020 había sido completamente liquidada.
La "Ley de presupuesto estatal de 2021", adoptada el 16 de diciembre de 2020, preveía que las
garantías estatales en 2021 podrían emitirse por decisión de la Cabinet of Ministers of Ukraine (CMU)
para garantizar los pagos de las deudas/obligaciones de pago de TSO, de propiedad estatal, a
instituciones financieras internacionales y/o mediante préstamos para asegurar su liquidez. En
principio las garantías estatales pueden cubrir los préstamos del TSO para realizar ciertos pagos al GB
para liquidar obligaciones con los Productores renovables. La versión disponible de la Ley de
Presupuesto Estatal de 2021 no establece gastos suficientes para proporcionar apoyo financiero al
166
GB para pagar a los productores, pero la versión final firmada por el presidente o las enmiendas a la
Ley de Presupuesto del Estado de 2021 parece que proporcionarán dichos gastos.
El Gobierno anunció que publicaría una ley que permitiera el reembolso de las deudas pendientes
entre 2021-2022, generando bonos del Estado a 5 años para lo que definió un calendario para poder
emitir nuevos bonos para liquidar la deuda del TSO en el futuro. En 2021 la deuda por la venta de
energía de los generadores fue liquidada por el GB al 80%. EL 20% restante esperaba ser cubierta a
través de los presupuestos generales del Estado.
En noviembre de 2021 se firmó el “Memorandum of Economic and Tax Policies” entre el gobierno
ucraniano y el Fondo Monetario Internacional en el marco de la extensión del soporte y ayuda
financiera firmados a finales de junio de ese mismo año. Bajo este acuerdo, se establecieron
compromisos en diversas materias, entre ellas, algunas relacionadas con el sector energético
renovable. El GB dejaba de garantizar la solvencia y liquidez frente a los productores desde 2022 en
adelante y el regulador introducía la figura del “Transmision System Operator” (TSO) que
implementaría con el mecanismo correspondiente el cobro de una tarifa de transmisión a un nivel
suficiente que cubriese todos los costes del sistema, incluidas las obligaciones de pago a los
productores de energía renovable generadas, así como los importes pendientes de liquidar
acumulados a lo largo del ejercicio 2021 y con los límites a aplicar respecto de la emisión de deuda
pública garantizada.
El FMI introdujo también un nuevo indicador para hacer seguimiento del desarrollo de la normativa
anterior denominado “Cealing on stock of arrears of the Guaranteed Buyer to RES”. Este indicador
representa el volumen de deuda estatal del GB vencida y pendiente de pago a los productores del
sector energético renovable y se establece en un valor fijo tanto para el final de 2021 como para
marzo de 2022.
Resto países
Las instalaciones propiedad de las sociedades filiales del Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables en el resto de países se rigen cada una por las diferentes normativas aplicables en cada
uno de los países en los que se ubican, operando a libre mercado en aquellos en que dicha normativa
lo permite.
167
ANEXO VI
RELACIÓN DE VALOR NETO ACTUALIZADO POR INSTALACIÓN TIPO
A continuación, se muestra el volumen de valor neto actualizado (VNA) por instalación tipo (IT) así como otros
parámetros para los MW consolidados en el que opera el Grupo según los últimos parámetros aprobados por
el regulador y publicados en la TED/741/2023 de 30 de junio en la que se recoge la actualización extraordinaria
de parámetros del ejercicio 2023:
Instalación Tipo
MW consolidados
operados por el
Grupo
Valor neto
actualizado
(millones de euros)
Retribución a la
inversión (miles de
€/MW/año)
Retribución total
anual
Final vida regulatoria
IT-00079
1,2
6,1
699,8
0,8
2032
IT-00635
4,0
0,5
0,0
0,0
2028
IT-00636
3,0
0,7
7,4
0,0
2029
IT-00654
268,2
0,0
0,0
0,0
2024
IT-00655
426,9
0,0
0,0
0,0
2025
IT-00656
219,7
0,0
0,0
0,0
2026
IT-00657
636,1
0,2
0,0
0,0
2027
IT-00658
128,0
0,4
0,0
0,0
2028
IT-00659
412,4
0,5
0,0
0,0
2029
IT-00660
70,6
0,7
0,0
0,0
2030
IT-00661
127,5
0,7
0,0
0,0
2031
IT-00662
63,0
0,7
0,0
0,0
2032
IT-00663
39,0
0,7
0,0
0,0
2033
IT-00675
0,3
0,2
0,0
0,0
2025
IT-00699
1,2
0,0
0,0
0,0
2023
IT-00700
4,2
0,0
0,0
0,0
2024
IT-00702
7,3
0,1
0,0
0,0
2026
IT-00706
4,9
0,6
0,0
0,0
2030
IT-00760
5,9
0,2
0,0
0,0
2032
IT-00812
24,8
0,3
0,0
0,0
2032
IT-00834
30,2
0,4
61,3
1,8
2030
IT-00839
16,0
1,1
122,8
2,0
2035
IT-00840
15,0
1,2
135,4
2,0
2036
Otras menores (Solar
PV)
1,06
--
0,0
0,0
--
Total
15,32
6,71
168
CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES
INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO DEL EJERCICIO 2023
Parte I – Análisis del ejercicio
El Grupo presenta los resultados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)
bajo una estructura corporativa compuesta por las siguientes áreas geográficas y negocios (tecnologías):
◾
Áreas geográficas. Las principales áreas geográficas en las que opera el Grupo son España, Resto de
Europa, América, Australia, y Otras zonas. Formando parte de América: México, Chile, Estados Unidos,
Canadá, Costa Rica, República Dominicana, Brasil, Colombia, Perú, y Argentina; en Resto de Europa:
Alemania, Portugal, Italia, Croacia, Polonia, Ucrania, Hungría, Francia, Bélgica, y Reino Unido; y en
Otras zonas: Sudáfrica, e India principalmente.
◾
Tecnologías. Eólico, Fotovoltaico, Hidráulico, Biomasa y Termosolar, y Otros. Dentro de Otros se
recogen fundamentalmente los negocios de Baterías de almacenamiento, Comercializadora, y
Eficiencia Energética.
A continuación, se definen los Alternative Performance Measures, o APM utilizados recurrentemente y en este
informe de gestión por el Grupo:
EBITDA o Resultado bruto de explotación:
provisiones, es decir, muestra el resultado operativo del Grupo. Se calcula tomando las siguientes partidas de
la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada: “importe neto de la cifra de negocios”, “Otros ingresos”,
“Aprovisionamientos”, “Gastos de personal”, “Otros gastos de explotación” y “Resultado puesta equivalencia
actividad análoga”.
Deuda financiera neta:
tesorería y activos financieros similares. La reconciliación detallada viene desglosada en el Informe de Gestión.
Se calcula tomando las siguientes partidas del balance de situación consolidado: “Obligaciones y otros valores
negociables” no corrientes y corrientes, “Deuda con entidades de crédito” no corrientes y corrientes,
“Obligaciones de arrendamiento” no corrientes y corrientes,; y todo ello, menos “Efectivo y otros medios
líquidos equivalentes” y “Otros activos financieros corrientes” del Activo.
Deuda financiera neta excluyendo NIIF 16:
arrendamiento” no corrientes y corrientes del balance de situación.
Deuda financiera:
partidas del Activo de la Deuda financiera neta.
Deuda financiera excluyendo NIIF 16:
arrendamiento” no corrientes y corrientes del balance de situación.
Deuda de proyecto:
flujos y activos del deudor. En el apartado de Deuda Financiera Neta se muestra una conciliación.
Deuda corporativa
: aquella deuda con algún tipo de garantía corporativa. Se calcula como la Deuda financiera
menos la Deuda de proyecto.
169
Deuda financiera neta/EBITDA
: muestra la relación que existe entre el endeudamiento neto del Grupo y su
patrimonio. Se calcula dividiendo las siguientes partidas: “Deuda financiera neta” (calculada como se explica
anteriormente) entre “EBITDA” (explicado anteriormente).
Inversión bruta ordinaria:
Expresa el importe de las adquisiciones, durante el periodo, de elementos del
inmovilizado material, activos intangibles, inversiones contabilizadas por el método de la participación, e
instrumentos financieros, necesarias para el mantenimiento y crecimiento de las operaciones. Muestra la
capacidad de crecimiento del Grupo como resultado del incremento en la capacidad de generación de caja y
resultados a partir de las inversiones realizadas en activos fijos operativos. En el apartado de Flujo de caja se
muestra una conciliación.
Cashflow Operativo:
términos de deuda financiera neta (excluyendo NIIF16). En el apartado de Flujo de caja se muestra una
conciliación.
Cashflow Neto de Inversión:
de “otros acreedores” asociada a proveedores de inmovilizado y resto de movimientos relacionados que no
son flujo de caja. En el apartado de Flujo de caja se muestra una conciliación.
Cashflow de Financiación y otros:
16) motivada por causas distintas a las actividades operativas y de inversión. En el apartado de Flujo de caja
se muestra una conciliación.
La Dirección utiliza estos APMs en la toma de decisiones financieras, operativas y de planificación, así como
para evaluar el rendimiento del Grupo y de sus filiales.
La Dirección considera que estos APM proporcionan información financiera adicional que resulta útil y
apropiada para evaluar el rendimiento del Grupo y de sus filiales, así como para la toma de decisiones por
parte de los usuarios de la información financiera.
Si hubiera APM que requieran una conciliación adicional, se mostraría la conciliación de esos APM en base al
origen de la información de la siguiente forma:
Concepto
Significado
PL
Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada
BCE
Balance de situación consolidado
EFE
Estado de Flujos de Efectivo consolidado
Nota xx
Referencia a la Nota de la Memoria consolidada
DNO
Dato no Directamente Observable en los Estados
Financieros/Memoria
170
1.
Resumen Ejecutivo
Principales hitos del periodo
-
En 2023 el Grupo aceleró notablemente su ritmo de crecimiento de acuerdo con sus objetivos
estratégicos, instalando 1.7 GW de nueva capacidad, lo que supone el máximo histórico. La producción
consolidada creció un 9,0% respecto al 2022. El entorno operativo mejoró sustancialmente con respecto
al 2022, con la normalización de la cadena de suministro global.
-
Los resultados del Grupo en 2023 reflejan la progresiva normalización de los precios energéticos,
particularmente en España, siendo estos aun superiores a los esperados pre crisis energética. Las
coberturas de precio, la producción de los nuevos activos puestos en funcionamiento, y el crecimiento de
los resultados en Internacional, han contribuido a mitigar el impacto de los precios. En España, la bajada
de precios del pool se ha visto acrecentada por la modificación extemporánea de los parámetros
retributivos para el semiperiodo regulatorio 2023-25, llevada a cabo en Julio.
-
La Cifra de Negocios del Grupo en 2023 se sitúa en €3.547 millones, con ingresos de Generación de €1.851
millones y otros ingresos de €1.696 millones que corresponden principalmente a la Comercialización en
España y Portugal. El EBITDA del periodo se situó en €1.285 millones. El Beneficio Neto Atribuible alcanzó
los €524 millones.
-
Destaca la toma de mayor participación de Renomar – sociedad propietaria de 494 MW eólicos en España
operados por el Grupo – en el segundo trimestre del año, una operación que el Grupo considera atractiva
desde el punto de vista financiero y estratégico. El incremento en la participación del 50% al 75%, y
consiguiente consolidación, implica la contabilización de la sociedad por el método de integración global
desde el 1 de mayo de 2023 (anteriormente por el método de la participación), aflorando una plusvalía de
€145 millones que se registró en los resultados del primer semestre.
-
La capacidad instalada total del Grupo se situó en 13.523 MW, lo que supone un incremento de 1.701 MW
añadidos en el último año.
-
La capacidad instalada consolidada alcanza los 12.131 MW lo que supone un aumento de 2.247 MW en el
último año. La instalación de nuevos activos suma un total de 1.701 MW, mientras que los cambios de
perímetro de consolidación, principalmente Renomar y en menor medida la integración global de la
central fotovoltaica de Moura en Portugal (46 MW), añaden 539 MW a la capacidad consolidada. El Grupo
también incrementó su participación en dos proyectos en Canadá que añaden 10 MW, y por otro lado se
produjo una baja de 3 MW en USA.
-
El Grupo contaba con 1.577 MW en construcción a cierre del ejercicio, principalmente en Australia
(MacIntyre y Aldoga) y Norte América (Forty Mile y Red Tailed Hawk) y República Dominicana (Cotoperi)
-
La producción total del grupo creció un 4,1% hasta alcanzar los 24.894 GWh gracias a los nuevos activos
puestos en marcha, y a pesar de un recurso bajo generalizado y mayores vertidos. La producción
consolidada subió un 9,0% hasta alcanzar 21.433 GWh que en términos homogéneos descendió un 0,5%,
con una ligera caída en España y una mejora marginal en Internacional.
-
El precio medio de generación se sitúa en €86,4/MWh.
-
La cifra de negocios de Generación en España se situó en €1.105 millones, mientras que en Internacional
creció un 8,9% hasta los €746 millones. La cifra de negocios de Comercialización y Otros ha sido de €1.696
millones por los menores precios en el mercado ibérico.
171
-
El EBITDA del Grupo durante 2023 se sitúa en €1.285 millones . La contribución de Generación
Internacional aumenta un 37,3% hasta €549 millones.
-
En España, el EBITDA total ha sido de €736 millones, que compara con €1.253 millones en 2022. El EBITDA
del negocio de Generación se sitúa en €749 millones. La producción consolidada creció un 9,4%
alcanzando 10.146 GWh gracias principalmente a Renomar que compensa un mayor recurso
excepcionalmente bajo. El precio medio total alcanzado por el Grupo durante 2023 fue de €108,9/MWh
frente a €167,6/MWh en 2022, debido principalmente a la caída del precio medio del
pool
€87,1/MWh, que compara con €167,5/MWh de media en 2022.
o
Las ventas de energía en el mercado alcanzaron un precio medio de €84,4/MWh.
o
Las coberturas de precio contribuyeron a incrementar el precio medio alcanzado en
€20,9/MWh, mientras que en el mismo periodo del ejercicio anterior restaron €17,8/MWh.
o
Así, el precio medio de venta en el mercado, ajustado por coberturas se situó en
€105,4/MWh (-29,3%) que compara con la referencia de mercado de €87,1/MWh .
o
Los ingresos regulados aportan marginalmente al precio medio bajo los nuevos parámetros
del semiperiodo regulatorio 2023-25, añadiendo €1,1/MWh al precio medio
o
El ajuste de bandas regulatorias en su conjunto suma €2,5/MWh.
-
El EBITDA del negocio Internacional sube un 37,3% alcanzando €549 millones con mejores ingresos y la no
recurrencia del deterioro de la central de Moura en 2022 (contabilizado por puesta en equivalencia en ese
ejercicio) por finalización de la tarifa regulada en Portugal. La producción consolidada asciende a 11.287
GWh, un crecimiento del 8,8% gracias a la producción de nuevos activos. El precio medio se sitúa en
€66,1/MWh en línea con el año anterior, con mejora de precios en los activos de Américas que compensan
bajadas en Australia, Resto de Europa y Resto del Mundo.
-
En la cuenta de resultados cabe destacar la plusvalía por la toma de control de Renomar por valor de €145
millones, así como los resultados por cambio de valor de ciertos contratos de suministro de energía (PPAs
y coberturas a largo plazo), que aportan €9 millones a la cuenta de resultados, frente a una pérdida de
€64 millones el año anterior, reflejando la caída de precios de la electricidad en el mercado. El gasto
financiero neto (Gastos financieros menos Ingresos financieros) incrementa en €30 millones situándose
en €154 millones por mayor deuda financiera neta media y el mayor coste de financiación. Una parte
importante de la deuda incremental está vinculada a inversiones en curso lo cual resulta en activación de
gasto financiero.
-
El Cash flow neto de inversión durante 2023 asciende a €2.321 millones, casi el doble del importe invertido
en el mismo periodo del año anterior (€1.279 millones) reflejando la aceleración de la actividad
constructiva y de inversión en nuevos proyectos, así como el retraso en la monetización de un 30% del
parque eólico australiano de MacIntyre que se espera tenga lugar en 2024. La inversión se concentra en
Australia (construcción de MacIntyre), así como en Estados Unidos, con cuatro parques fotovoltaicos en
construcción y el pago por la compra del proyecto de almacenamiento de Cunningham, y en el resto del
continente americano (San Juan de Marcona, Calabaza, Forty Mile). La inversión del periodo incluye
también la compra de la participación adicional en Renomar.
-
El 27 de agosto de 2023 el Grupo anunció un programa de recompra de acciones afectando a un máximo
de 4.938.759 acciones, representativas del 1,5%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad a la
fecha de la comunicación. Su importe monetario máximo asciende a 172.856.565 euros. A 31 de diciembre
de 2023, se ha ejecutado el 50,88% del programa, con 2.513 millones de acciones a €25,769 de precio
medio, ascendiendo a €65 millones de inversión acumulada.
172
-
La deuda financiera neta asciende a €3.726 millones frente a €2.021 millones a diciembre de 2022,
reflejando la fuerte inversión durante el periodo y el pago del dividendo, parcialmente financiados con el
cash flow operativo.
-
En cuanto a los principales indicadores ESG, en materia ambiental el Grupo mantiene el 100% del CAPEX
alineado con la taxonomía europea de actividades sostenibles. Las emisiones de alcance 1 y 2 se han
incrementado un 17% por cambios en el criterio de contabilización de las emisiones de vehículos de flota
(anteriormente incluidas en alcance 3); pese a este incremento, las emisiones se mantienen muy por
debajo de la senda objetivo SBTi (-68%). Respecto a los indicadores sociales, en julio se produjo un
accidente fatal en el parque eólico El Cabrito (España) que supuso el fallecimiento de un trabajador de
operación y mantenimiento. Se ha incrementado el porcentaje de mujeres en posiciones gerenciales y
directivas hasta un 27%, con el lanzamiento de nuevos proyectos 50:50 para fomentar la incorporación de
mujeres e iniciativas de liderazgo y
mentoring
para el desarrollo de talento femenino. En materia de
gobernanza, se han recibido 14 comunicaciones en el canal ético y se refuerzan los procesos de debida
diligencia sobre socios de negocio, incluyendo a proveedores, con un 100% de proveedores estratégicos
auditados y 172 procesos de debida diligencia a socios. En materia de finanzas sostenibles, el Grupo
Acciona ha publicado su nuevo marco de Financiación Sostenible, aplicable al Grupo Corporación Acciona
Energía Renovables.
Magnitudes Cuenta de Resultados Consolidada
(Millones de Euros)
2023
2022
Variación m€
Variación (%)
Ventas
3.547
4.351
(804)
-18,5%
EBITDA
1.285
1.653
(368)
-22,3%
Beneficio antes de impuestos (BAI)
776
1.057
(281)
-26,6%
Beneficio neto atribuible
524
759
(235)
-31,0%
Magnitudes de Balance
(Millones de Euros)
2023
2022
Variación m€
Variación (%)
Patrimonio neto
6.356
6.261
95
1,5%
Deuda financiera neta
3.726
2.021
1.705
84,4%
Deuda neta excluyendo NIIF 16
3.212
1.617
1.595
98,6%
Deuda financiera neta/EBITDA
2,90x
1,22x
1,68
n.a
Magnitudes Operativas
2023
2022
Variación m€
Variación (%)
Capacidad total (MW)
13.523
11.826
1.697
14,3%
Capacidad consolidada (MW)
12.131
9.884
2.247
22,7%
Producción total (GWh)
24.894
23.910
984
4,1%
Producción consolidada (GWh)
21.433
19.657
1.776
9,0%
Número medio de empleados
3.099
2.355
744
31,6%
173
Desglose de capacidad instalada (MW)
Desglose de producción consolidada (GWh)
174
2.
Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada
Cifra de Negocios
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.
Var. (%)
España
2.426
3.197
(771)
(24,1%)
Resto de Europa
279
364
(85)
(23,4%)
América
708
642
66
10,3%
Australia
56
73
(17)
(23,3%)
Otras zonas
78
75
3
4,0%
Total Cifra de Negocios
3.547
4.351
(804)
(18,5%)
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.
Var. (%)
Eólica
1.645
2.013
(368)
(18,3%)
Fotovoltaica
150
76
74
97,4%
Hidráulica
174
309
(135)
(43,7%)
Biomasa y Termosolar
66
96
(30)
(31,3%)
Otras
1.512
1.857
(345)
(18,6%)
Total Cifra de Negocios
3.547
4.351
(804)
(18,5%)
La cifra de negocios disminuyó un 18,5% situándose en €3.547 millones principalmente por la caída de los
precios de la electricidad, particularmente en España.
España
La cifra de negocios en España se situó en €2.426 millones en 2023, principalmente como consecuencia de los
menores precios de electricidad en el periodo, que afectan tanto a la actividad de Generación (principalmente
eólica e hidráulica) como a la de Comercialización (dentro de la tecnología de Otras).
Los factores que explican la evolución de la cifra de negocios se resumen a continuación:
La capacidad instalada consolidada en España se sitúa a 31 de diciembre de 2023 en 5.311 MW frente a 4.775
MW a diciembre de 2022, aumentando en 536 MW principalmente por el cambio de perímetro (Renomar) y
por el incremento de 41 MW de solar fotovoltaico.
- La producción consolidada aumentó un 9,4% en 2023 situándose en 10,146 GW.
- El precio medio total alcanzado durante el periodo fue de €108,9/MWh frente a €167,6/MWh en
2022, debido principalmente a la caída del precio medio del pool hasta €87,1/MWh de media en
2023 que compara con €167,5/MWh de media en 2022.
- Las ventas de energía en el mercado alcanzaron un precio medio de €84,4/MWh, por debajo del
precio del pool.
- Las coberturas de precio contribuyeron a incrementar el precio medio alcanzado en €20,9/MWh,
mientras que en el mismo periodo del ejercicio anterior restaron €17,8/MWh.
- Así, el precio medio de venta en el mercado, ajustado por coberturas se situó en €105,4/MWh que
compara con la referencia de mercado de €87,1/MWh.
- Los ingresos regulados aportan marginalmente al precio medio bajo los nuevos parámetros del
semiperiodo regulatorio 2023-25, añadiendo €1,1/MWh al precio medio.
- El ajuste de bandas regulatorias en su conjunto suma €2,5/MWh.
Internacional
La cifra de negocios del perímetro internacional ha sido de €1.121 millones.
Los factores que explican la evolución de la cifra de negocios se resumen a continuación:
-
La capacidad instalada consolidada Internacional a 31 de diciembre de 2023 se situó en 6.820 MW, un
crecimiento de 1.711 MW durante los últimos 12 meses, destacando 1.049 MW en USA (Fort Bend,
175
High Point, Union y Red Tailed Hawk), 473 MW en Australia (MacIntyre), y 136 MW en Perú (San Juan
de Marcona.
-
La producción total consolidada creció un 8,8% hasta alcanzar 11,287 GWh, gracias a la producción
de nuevos activos.
-
El precio medio internacional se mantiene estable en €66,1/MWh, con subidas en Chile +19%,
México +14%, USA +10% y caídas en Australia -37%, resto de Europa -16% y resto del mundo -8%.
Resultado Bruto de Explotación (EBITDA)
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.
Var. (%)
España
736
1.253
(517)
(41,3%)
Resto de Europa
101
60
41
68,3%
América
375
252
123
48,8%
Australia
10
37
(27)
(73,0%)
Otras zonas
63
51
12
23,5%
Total EBITDA
1.285
1.653
(368)
(22,3%)
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.
Var. (%)
Eólica
943
1.396
(453)
(32,4%)
Fotovoltaica
149
38
111
292,1%
Hidráulica
149
200
(51)
(25,5%)
Biomasa y Termosolar
23
39
(16)
(41,0%)
Otras
21
(20)
41
(205,0%)
Total EBITDA
1.285
1.653
(368)
(22,3%)
El EBITDA del Grupo durante 2023 se sitúa en €1.285 millones, un 22,3% inferior al del ejercicio 2022
principalmente por la caída del EBITDA en España relacionado con la disminución de la cifra de negocios de
generación de energía comentada anteriormente. El EBITDA del negocio Internacional sube un 37,3%
alcanzando €549 millones con menores ingresos (comentados anteriormente) y la no recurrencia del deterioro
de la central de Moura (tecnología fotovoltaica) en 2022 (contabilizado por puesta en equivalencia en ese
ejercicio) por finalización de la tarifa regulada en Portugal.
Resultado de Explotación (EBIT)
El Resultado de Explotación (EBIT) se situó en €916 millones, frente a los €1.225 millones en 2022, explicado
principalmente por la caída del EBITDA, y que es compensada en parte por el registro de una plusvalía de €145
millones resultante de la contabilización por integración global de Renomar – sociedad propietaria de 494 MW
eólicos en España– en la que el grupo ha incrementado su participación del 50% al 75%. En el primer semestre
de 2022 se deterioró cerca del 50% del capital invertido en los activos de generación de Ucrania, lo que supuso
un cargo de €35 millones no recurrente.
Resultado Antes de Impuestos (BAI)
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.
Var. (%)
España
806
1.217
(411)
(33,8%)
Resto de Europa
33
(36)
69
(191,7%)
América
(24)
(113)
89
(78,8%)
Australia
(60)
(9)
(51)
566,7%
Otras zonas
21
(2)
23
(1150,0%)
Total BAI
776
1.057
(281)
(26,6%)
176
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.
Var. (%)
Eólica
614
1.006
(392)
(39,0%)
Fotovoltaica
38
(76)
114
(150,0%)
Hidráulica
127
161
(34)
(21,1%)
Biomasa y Termosolar
12
16
(4)
(25,0%)
Otras
(15)
(50)
35
(70,0%)
Total BAI
776
1.057
(281)
(26,6%)
El Resultado antes de Impuestos (BAI) fue de €776 millones reflejando la caída en EBITDA y EBIT, y el gasto
financiero neto que incrementa en €30 millones situándose en €154 millones por mayor deuda financiera neta
media y el mayor coste de financiación. Los resultados por cambio de valor de ciertos contratos de suministro
de energía (PPAs y coberturas a largo plazo), aportan €9 millones a la cuenta de resultados, frente a una
pérdida de €64 millones el año anterior, reflejando la caída de precios de la electricidad en el mercado.
Resultado Neto Atribuible
El Resultado Neto Atribuible se situó en €524 millones.
3.
Balance de Situación Consolidado, Cashflow, e Inversión:
Patrimonio Atribuible
El patrimonio atribuible de ACCIONA a 31 de diciembre de 2023 es de 5.850 millones, frente a 5.870 millones
a 31 de diciembre de 2022.
Deuda Financiera Neta
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
Deuda de proyecto
547
550
(3)
-0,5%
Deuda corporativa
3.556
1.879
1.677
89,2%
4.103
2.429
1.674
68,9%
(891)
(812)
(79)
9,7%
Deuda financiera neta ex. NIIF 16
3.212
1.617
1.595
98,6%
Obligaciones de arrendamiento (Nota 5)
514
404
110
27,2%
Deuda financiera neta
3.726
2.021
1.705
84,4%
(Millones de Euros)
Origen de la
información
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
Deuda con entidades de crédito sin recurso
No corriente
(Nota 17)
303
311
(8)
(2,6%)
Deuda con entidades de crédito sin recurso
Corriente
(Nota 17)
70
45
25
55,6%
Obligaciones y bonos filiales mexicanas
(Nota 17)
174
194
(20)
(10,3%)
Deuda de proyecto
547
550
(3)
(0,5%)
177
Flujo de caja
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
Cashflow operativo
709
1.344
(635)
(47,2%)
Cashflow neto de inversión
(2.321)
(1.279)
(1.042)
81,5%
Cashflow de financiación y otros
17
(100)
117
(117,0%)
Variación en deuda financiera ex
NIIF.16 neta + Reduc / -Incrm.
(1.595)
(35)
(1.560)
4457,1%
La deuda financiera neta a 31 de diciembre de 2023 se situó en €3.726 millones (incluyendo €514 millones de
pasivo por la NIIF16), lo que supone un incremento de €1.705 millones respecto a diciembre de 2022, debido
a los siguientes factores:
-
Cash flow Operativo, por un importe de €709 millones. La variación negativa del capital circulante de
incluye la devolución de ingresos regulados cobrados durante el anterior ejercicio y que se reliquidan
en 2023 tras la publicación de la Orden Ministerial de parámetros retributivos de aplicación al 2022
en diciembre de 2022.
-
Cash flow Neto de Inversión, por importe de -€2.321 millones, de los cuales -€2.218 millones es
inversión bruta ordinaria. El cash flow neto de inversión refleja también -€103 millones de diferimiento
neto de flujos de inversión.
-
Cash flow de Financiación y otros, se sitúa en €17 millones, destacando -€230 millones por reparto del
dividendo efectuado el 15 de junio de 2023, y otros movimientos que incluye, principamente, €362
millones por pasivos asociados a activos mantenidos para la venta.
La conciliación de los anteriores APM se muestra a continuación:
(Millones de Euros)
Origen
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
EBITDA
APM
1.285
1.653
(368)
(22,3%)
Ingresos y gastos financieros corrientes
EFE
(152)
(87)
(65)
74,7%
Variación de existencias
EFE
6
(13)
19
(146,2%)
Variación en activo/pasivo corrientes
EFE
(413)
283
(696)
(245,9%)
Resultado de sociedades por el método
de la participación
EFE
(81)
(110)
29
(26,4%)
Otros resultados que no generan
movimientos de fondos
EFE
(75)
(20)
(55)
275,0%
Dividendos recibidos de entidades
asociadas y de otras inversiones
financieras no corriente
EFE
16
83
(67)
(80,7%)
Cobros/pagos por Impueso de
Sociedades
EFE
(282)
(312)
30
(9,6%)
Variación activo/pasivo no corriente
operativo
EFE
44
(97)
141
(145,4%)
Pago de dividendos a socios externos*
EFE
(35)
35
(100,0%)
Aportaciones netas TEI
Nota 20
152
152
n.a.
Otros flujos de explotación
DNO
209
(1)
210
(21000,0%)
Cashflow operativo
709
1.344
(635)
-47,2%
(Millones de Euros)
Origen
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
Inversión bruta ordinaria
APM
(2.218)
(1.640)
(578)
35,2%
Variación "Proveedores de inmovilizado"
Nota 20
(47)
381
(428)
(112,3%)
Otros flujos de inversión
DNO
(56)
(20)
(36)
180,0%
Cashflow neto de inversión
(2.321)
(1.279)
(1.042)
81,5%
178
(Millones de Euros)
Origen
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
Pago de dividendos
EFE
(230)
(92)
(138)
150,0%
Pago arrendamientos
EFE
(14)
(24)
10
(41,7%)
Pago de dividendos a socios externos*
EFE
(56)
(56)
n.a.
Traspaso deuda a mantenido venta
Nota 22
362
362
n.a.
Autocartera
Nota 15
(65)
(2)
(63)
3150,0%
Otros flujos de financiación
DNO
20
18
2
11,1%
Cashflow de financiación y otros
17
(100)
117
-117,0%
*Los pagos de dividendos a socios externos formaban parte del cash-flow operativo en el año 2022,
formando parte del cash-flow de financiación en el año 2023.
Inversiones
(Millones de Euros)
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
España
283
243
40
16,5%
América
1.199
902
297
32,9%
Australia
629
338
291
86,1%
Resto de Europa
98
104
(6)
(5,8%)
Otras zonas
9
53
(44)
(83,0%)
Inversión bruta ordinaria
2.218
1.640
578
35,2%
La inversión bruta ordinaria ascendió a €2.218 millones, principalmente correspondiente a la inversión en
proyectos en Australia (MacIntyre), Estados Unidos (Red Tail Hawk, Fort Bend, High Point y Union), España
(adquisición de la participación incremental en Renomar así como otras inversiones), y en Otras Américas (San
Juan de Marcona, Calabaza, Fort Mile).
La reconciliación de la Inversión Bruta ordinaria se muestra a continuación:
(Millones de Euros)
Origen
2023
2022
Var.€m
Var. (%)
Variación Epígrafe de:
BCE
(1.708)
(1.246)
(462)
37,1%
BCE
10
(93)
103
(110,8%)
(13)
(13)
n.a.
BCE
(35)
10
(45)
(450,0%)
BCE
134
(121)
255
(210,7%)
Correcciones a las variaciones de los
saldos:
Nota 4, 7
(446)
(394)
(52)
13,2%
Nota 4, 7
(11)
(21)
10
(47,6%)
PL
81
110
(29)
(26,4%)
PL
1
9
(8)
(88,9%)
Nota 2
133
133
n.a.
Nota 4, 7
(190)
171
(361)
(211,1%)
Nota 8
(40)
(93)
53
(57,0%)
Otras correcciones/ajustes:
DNO
(134)
28
(162)
(578,6%)
Inversión Bruta ordinaria
(2.218)
(1.640)
(578)
35,2%
179
4.
Hechos relevantes del periodo
◾
25 de enero de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez
comprendidas entre el 24/10/2022 y el 24/01/2023, ambos inclusive.
◾
─
Se detallan las operaciones correspondientes al quinto trimestre de vigencia del citado
contrato (desde el 24 de octubre de 2022 hasta el 24 de enero de 2023, ambos
inclusive).
◾
6 de marzo de 2023: ACCIONA Energía informa de la suspensión temporal del contrato de liquidez.
◾
─
ACCIONA Energía informa de la suspensión temporal del Contrato de Liquidez suscrito
con fecha 19 de octubre de 2021 con Bestinver, S.V., S.A. (OIR número 12246) para
habilitar la compra por ACCIONA Energía de hasta 100.000 acciones en autocartera,
representativas de un 0,03% del capital social, mediante la ejecución de una operación
de compra en bloque de títulos de la Sociedad destinadas para dar cumplimiento a las
obligaciones derivadas de los planes de retribución variable mediante entrega de
acciones, aprobados por la Sociedad para el Consejero Ejecutivo y demás empleados y
directivos de ACCIONA Energía.
◾
6 de marzo de 2023: ACCIONA Energía informa de la reanudación del contrato de liquidez tras la
realización de la operación de compraventa de acciones propias.
◾
─
ACCIONA Energía informa que, en el día de hoy se ha llevado a cabo una compra directa
mediante operación en bloque de 100.000 acciones de la Sociedad adquiridos como
autocartera directa, representativas de un 0,03% del capital social, a un precio de
€33,80/acc. Dichas acciones se adquieren con la finalidad de cumplir con las
obligaciones derivadas de los planes de retribución variable aprobados por la Sociedad
para el Consejero Ejecutivo y demás empleados y directivos de Acciona Energía. Los
detalles de los planes de retribuciones variables fueron comunicados a mercado (OIR
14256) y a través del folleto de admisión a cotización y que se encuentra disponible en
la página web de la Sociedad.
─
En virtud de lo anterior, y como continuación a la comunicación de Otra Información
Relevante número 21184, publicado en el día de hoy, se informa de la reanudación de
operaciones al amparo del Contrato de Liquidez suscrito con fecha 19 de octubre de
2021, con Bestinver, S.V., S.A. (OIR 12246).
◾
7 de marzo de 2023: ACCIONA Energía informa de las personas con responsabilidad de dirección
integrantes del equipo de dirección:
◾
─
ACCIONA Energía informa de las personas que ostentan cargos con responsabilidades
de dirección a efectos de lo previsto en el artículo 3.1.(25)(b) del Reglamento (UE)
nº596/2014 sobre abuso de mercado: Dª. Arantza Ezpeleta Puras, D. Rafael Esteban
Fernández de Córdoba, D. Joaquín Javier Ancín Viguristi, D. Santiago Gómez Ramos, D.
Juan Otazu Aguerri, D. José Entrecanales Carrión, D. Jorge Paso Cañabate, D. Raimundo
Fernández-Cuesta, Dª. Ana Benita Aramendia, Dª. Yolanda Herrán Azanza, Dª. Belén
Linares Corell, D. Joaquín Francisco Castillo García, D. Brett Wickham, D. Miguel Ortiz
180
de Latierro Imaz, D. Javier Montes Jiménez, D. Antonio Ferreiro Viña, Dª. Elvira López
Prados, D. Klaus Falgiani y D. David Liste Alba.
◾
26 de abril de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez
comprendidas entre el 25/01/2023 y el 25/04/2023, ambos inclusive.
◾
─
Se detallan las operaciones correspondientes al sexto trimestre de vigencia del citado
contrato (desde el 25 de enero de 2023 hasta el 25 de abril de 2023, ambos inclusive).
◾
◾
28 de abril de 2023: ACCIONA Energía remite anuncio de Convocatoria y propuestas de acuerdos a la
Junta General Ordinaria de Accionistas.
◾
─
El Consejo de Administración de ACCIONA Energía ha convocado Junta General
Ordinaria de Accionistas para el 1 de junio de 2023 a las 12:00 hrs. y 2 de junio de 2023
en segunda convocatoria, a la misma hora (siendo previsible que se celebre en primera
convocatoria).
─
Se remiten asimismo las propuestas de acuerdos que el Consejo de Administración de
ACCIONA Energía somete a la consideración de la Junta General de Accionistas en
relación con todos los puntos del orden del día y que, junto con la restante
documentación relacionada con la Junta General, estarán a disposición de los
accionistas en el domicilio social y página web de la sociedad www.acciona-
energia.com en los términos previstos en el anuncio de convocatoria.
◾
1 de junio de 2023: La Sociedad informa de los acuerdos adoptados y el resultado de las votaciones
en la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 1 de junio de 2023.
◾
─
En la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada, en primera convocatoria, con
asistencia del 97,10% del capital social (incluida autocartera), se han aprobado con el
voto favorable de al menos el 85,81% del capital con derecho a voto concurrente a la
Junta, todas y cada una de las propuestas de acuerdo sometidas a votación en los
términos previstos en la documentación puesta a disposición de los accionistas que
resultan coincidentes con las propuestas de acuerdos que fueron comunicadas a la
Comisión Nacional del Mercado de Valores el pasado 28 de abril de 2023, con número
de registro 22267.
◾
1 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa de la composición del Consejo de Administración y sus
Comisiones. El Consejo de Administracion queda compuesto por: Presidente: D. José Manuel
Entrecanales Domecq, Consejero Dominical. Consejero Delegado: D. Rafael Mateo Alcalá, Consejero
Ejecutivo. Vocal: D. Juan Ignacio Entrecanales Franco, Consejero Dominical. Vocal: Dª Karen Christiana
Figueres Olsen, Consejera Dominical. Vocal: Dª. Sonia Dulá, Consejera Dominical. Vocal: D. Rosauro
Varo Rodríguez, Consejero Independiente. Vocal: D. Juan Luis López Cardenete, Consejero
Independiente. Vocal: Dña. María Salgado Madriñán, Consejera Independiente. Vocal: D. Alejandro
Mariano Werner Wainfeld, Consejero Independiente. Vocal: Dña. María Fanjul Suárez, Consejera
Independiente. Vocal: Dña. Teresa Quirós Álvarez, Consejera Independiente.
◾
◾
Asimismo, el Consejo de Administración celebrado tras la Junta General Ordinaria de Accionistas,
adoptó los siguientes acuerdos:
─
Modificar la composición de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad, que será la
siguiente: Dª. María Fanjul Suárez (Presidenta), D. Alejandro Werner (Vocal), Dª. Teresa
Quirós Álvarez (Vocal) y Dª. Sonia Dulá (Vocal).
181
─
Modificar la composición de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, que será
la siguiente: D. Juan Luis López Cardenete (Presidente), Dª. Karen Christiana Figueres
(Vocal), D. Rosauro Varo Rodríguez (Vocal), Dª. María Salgado Madriñán (Vocal).
◾
7 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa de las fechas e importe exacto de la distribución del
dividendo aprobado por la Junta General Ordinaria de accionistas.
─
La Sociedad informa que la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 1 de
junio de 2023, aprobó el abono de un dividendo correspondiente al ejercicio 2022,
pagadero el 15 de junio de 2023, a través de las entidades adheridas a la Sociedad de
Gestión de los Sistemas de Registro Compensación y Liquidación de Valores. Las fechas
relevantes para el reparto del dividendo son las siguientes: Last trading date: 12 de
junio de 2023, ExDate: 13 de junio de 2023, Record Date: 14 de junio de 2023 y Fecha
de pago: 15 de junio de 2023.
─
Asimismo, se informa que el importe bruto del dividendo de €0,70/acc aprobado por
la Junta General de Accionistas, se ha visto ligeramente incrementado hasta la cifra de
€0,70025581/acc debido al ajuste realizado por la autocartera directa. De esa cantidad
se deducirá, en su caso, la retención a cuenta de impuestos a pagar que proceda.
◾
20 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa del traslado del domicilio social.
─
El Consejo de Administración de ACCIONA Energía ha acordado trasladar el domicilio
social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. desde Avenida de Europa 10,
Parque Empresarial La Moraleja, 28108 Alcobendas, Madrid a Avenida de la Gran Vía
de Hortaleza, 1, 28033 Madrid.
◾
20 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa del incremento de su participación en la sociedad
Energías Renovables Mediterráneas, S.A.
─
ACCIONA Energía ha incrementado indirectamente su participación en la sociedad
Energías Renovables Mediterráneas, S.A. (“RENOMAR”), sociedad titular de 493,5 MW
eólicos en operación en la Comunidad Valenciana, hasta alcanzar el equivalente a un
75% del capital de RENOMAR. La operación se ha llevado a cabo a través de la
adquisición del 50% del capital de la sociedad, MedWind Energy, S.L., titular de un 50%
de RENOMAR, y que tiene una cartera de MWs en desarrollo también en la Comunidad
Valenciana.
◾
◾
20 de junio de 2023: ACCIONA Energía informa de la reclasificación de miembros del Consejo de
Administración.
─
ACCIONA Energía ha acordado la reclasificación de Dña. María Salgado Madriñán como
consejera dominical y de Dña. Karen Christiana Figueres Olsen como consejera
independiente. Estos cambios no afectan al porcentaje de consejeros dominicales e
independientes en el Consejo de Administración y Comisiones resultante de los
nombramientos acaecidos en la Junta General de Accionistas y en la reunión del
Consejo de Administración de ACCIONA Energía del pasado 1 de junio de 2023.
◾
10 de julio de 2023: ACCIONA Energía informa de la reafirmación del rating concedido por
la agencia de calificación Fitch Ratings.
182
─
La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings ha reafirmado el rating a largo plazo
de ACCIONA Energía, así como la calificación de los instrumentos de deuda emitidos,
en “BBB- “. El rating a largo plazo tiene perspectiva “Estable”.
◾
26 de julio de 2023: ACCIONA Energía informa de la confirmación del rating concedido por
la agencia de calificación DBRS.
─
La agencia de calificación crediticia DBRS Ratings GmbH (DBRS Morningstar) ha
confirmado el rating de ACCIONA Energía de ‘BBB (high)’, así como su rating a corto
plazo de ‘R-2 (high)’, ambos con tendencia ‘Estable’.
◾
27 de julio de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez
comprendidas entre el 26/04/2023 y el 26/07/2023, ambos inclusive.
─
Se detallan las operaciones correspondientes al quinto trimestre de vigencia del citado
contrato (desde el 26 de abril de 2023 hasta el 26 de julio de 2023, ambos inclusive).
◾
5
de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 29 de agosto de 2023 y el 4 de septiembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 29 de agosto
y 4 septiembre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias acciones
en el marco del Programa de Recompra.
◾
12
de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 5 de septiembre de 2023 y el 11 de septiembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 5 de
septiembre y el 11 de septiembre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre
sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
19 de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 12 de septiembre de 2023 y el 18 de septiembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 12 de
septiembre y el 18 de septiembre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre
sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
26 de septiembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 19 de septiembre de 2023 y el 25 de septiembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 19 de
septiembre y 25 de septiembre lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
3 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa
de Recompra de acciones entre el 26 de septiembre de 2023 y el 2 de octubre de 2023.
183
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 26 de
septiembre y 2 de octubre lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
10 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 3 de octubre de 2023 y 9 de octubre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 3 de octubre
y el 9 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
17 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 10 de octubre de 2023 y el 16 de octubre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 10 de octubre
y el 16 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
24 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 17 de octubre y el 23 de octubre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 17 de octubre
y el 23 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
30 de octubre de 2023: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez
comprendidas entre el 27/07/23 y el 27/10/23, ambos inclusive.
─
Se detallan las operaciones correspondientes al séptimo trimestre de vigencia del
citado contrato (desde el 27 de julio de 2023 hasta el 27 de septiembre de 2023, ambos
inclusive).
◾
31 de octubre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 24 de octubre y el 30 de octubre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 24 de octubre
y el 30 de octubre de 2023 lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
7 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 31 de octubre de 2023 y el 6 de noviembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 31 de octubre
184
y el 6 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
14 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 7 de noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 7 de
noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
15 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía remite rectificación de la comunicación relativa a las
operaciones efectuadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 07 de noviembre
de 2023 y el 13 de noviembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 7 de
noviembre de 2023 y el 13 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
21 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 14 de noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 14 de
noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
28 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía remite rectificación de la comunicación relativa a las
operaciones efectuadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 14 de noviembre
de 2023 y el 20 de noviembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 14 de
noviembre de 2023 y el 20 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
28 de noviembre de 2023: ACCIONA Energía remite rectificación de la comunicación relativa a las
operaciones efectuadas al amparo de su Programa de Recompra de acciones entre el 21 de noviembre
de 2023 y el 27 de noviembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 21 de
noviembre de 2023 y el 27 de noviembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
5
de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 28 de noviembre de 2023 y el 4 de diciembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 28 de
185
noviembre de 2023 y el 4 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
12 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 5 de diciembre de 2023 y el 11 de diciembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 5 de
diciembre de 2023 y el 11 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra
◾
19 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 12 de diciembre de 2023 y el 18 de diciembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 12 de
diciembre de 2023 y el 18 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
26 de diciembre de 2023: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 19 de diciembre de 2023 y el 25 de diciembre de 2023.
─
El Consejo de Administración junto con la conformidad de la Junta General ha
aprobado que ACCIONA Energía durante el período transcurrido entre el 19 de
diciembre de 2023 y el 25 de diciembre de 2023, lleve a cabo diferentes operaciones
sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra.
5.
Capital Social
A 31 de diciembre de 2023 el capital social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. ascendía a
329.250.589 euros, representado por 329.250.589 acciones ordinarias de 1 euro de valor nominal cada una.
El Grupo mantiene a 31 de diciembre de 2023 un total de 2.642.747 acciones propias en autocartera,
representativas del 0,803% del Capital Social.
El movimiento de las acciones propias durante el presente ejercicio es el siguiente:
2023
2022
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Saldo inicial
130.951
4
53.937
2
Altas
3.057.275
100
3.785.996
137
Bajas
(3.058.344)
(100)
(3.708.982)
(135)
Movimientos contrato de liquidez
(1.069)
--
77.014
2
Resto de altas
2.512.865
65
Resto de bajas
Resto de movimientos
2.512.865
65
--
--
Saldo final
2.642.747
69
130.951
4
186
6.
Dividendo
El 1 de junio de 2023 la Junta General de Accionistas aprobó el abono de un dividendo correspondiente al
ejercicio 2022, pagadero el 15 de junio de 2023 de €0,70 por acción por un importe total de €230 millones. El
29 de febrero de 2024 el Consejo de Administración del Grupo ha propuesto la distribución de un dividendo
de €157 millones (€0,48 por acción) con cargo a los resultados del ejercicio 2023.
7.
Datos y evolución bursátil
Evolución bursátil
Principales datos bursátiles
Precio 29 diciembre 2023 (€/acción)
28,08
Precio 30 diciembre 2022 (€/acción)
36,14
Precio mínimo FY23 (03/10/2023)
22,80
Precio máximo FY23 (17/01/2023)
38,78
Volumen medio diario (acciones)
344.752
Volumen medio diario (€)
Número de acciones
329.250.589
Capitalización de mercado 29/12/23 (millones de €)
Parte II- Principales riesgos e incertidumbres del ejercicio
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables, por su diversificación geográfica y de negocio, está
expuesto a determinados riesgos financieros que son gestionados adecuadamente mediante un Sistema de
Gestión de Riesgos. Este sistema está diseñado para identificar eventos potenciales que puedan afectar a la
organización, gestionar sus riesgos mediante el establecimiento de unos sistemas de tratamiento y control
interno que permitan mantener la probabilidad e impacto de ocurrencia de dichos eventos dentro de los
niveles de tolerancia establecidos, y proporcionar una seguridad razonable sobre la consecución de los
objetivos estratégicos empresariales.
La presente política tiene como objetivo integrar la gestión de riesgos dentro de la estrategia del Grupo y
establecer el marco y principios del Sistema de Gestión de Riesgos.
Esta política contempla todos los riesgos asociados a las actividades desarrolladas por las líneas de negocio del
Grupo en todas las áreas geográficas en las que desarrolla su actividad.
187
Los principales riesgos relacionados con las actividades que pueden afectar a la consecución de los objetivos
del Grupo son los siguientes:
Riesgos regulatorios
Una parte significativa de la actividad de generación eléctrica del Grupo en España se encuentra sujeta al
marco regulatorio inicialmente establecido por el RDL9/2013 y la nueva metodología retributiva quedó
establecida en el Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a
partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. El modelo retributivo establecido trata de
proporcionar unos ingresos predecibles para las plantas acogidas al mismo, y mitiga la exposición de las
mismas a las variaciones de los precios de mercado mediante la revisión de este parámetro retributivo cada 3
años (semiperíodo regulatorio). Asimismo, la regulación prevé la posible revisión de los parámetros que
determinan la retribución futura de las plantas cada 6 años (período regulatorio), cuya modificación podría
afectar a los resultados de las operaciones sujetas a dicha regulación.
El Real Decreto-ley 17/2019 fija y hace extensible la retribución razonable del primer periodo regulatorio para
los dos siguientes (hasta 2032). La fijación de esta rentabilidad objetivo (7,398%) a largo plazo eliminó gran
parte de las incertidumbres asociadas a la revisión del resto de parámetros retributivos, ya que garantiza el
retorno para las instalaciones existentes.
Tras las modificaciones regulatorias ocurridas a lo largo el ejercicio 2023, principalmente el RDL 5/2023 de 28
de junio, y la orden TED/741/2023 de 30 de junio se prevé que en una parte significativa de los activos
renovables del Grupo ya no percibirán una retribución adicional al precio de mercado, quedando por tanto
expuestos a las variaciones de precio del mercado eléctrico en el semiperiodo regulatorio 2023-2025.
De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 20% se
encuentra sujeta a retribución regulada (35% de la producción del ejercicio 2022), un 59% se encuentra
cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (52% de la producción del ejercicio 2022) y el
resto se retribuye a precio del mercado.
El Grupo trata de reducir esa exposición al riesgo de mercado a través de contratos privados de compra/venta
de energía (PPA) que permiten establecer durante un periodo acordado el precio de venta futuro con terceros
y minorar así esa exposición a posibles cambios de tarifa en el mercado.
De forma global, en lo que se refiere al riesgo de precio en los mercados eléctricos del resto de los países en
los que el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables opera, aproximadamente un 51% de su producción
está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o Hedge), un 17%
bajo una regulación o estructuras de feed in tariff y el resto, a través de la venta libre en mercado. La práctica
totalidad de los contratos PPA firmados por el Grupo son contratos que se liquidan mediante entrega física de
energía y se formalizaron o se mantienen con el objetivo de recibir o entregar energía, de acuerdo con las
compras, ventas o requerimientos de utilización en base a la estrategia del Grupo, por lo que no son objeto de
registro. Aquellos PPA que no se liquidan mediante entrega física (Hedge) son valorados por el Grupo a valor
razonable con cambios a través de la cuenta de resultados o de patrimonio neto en caso de aplicarse criterios
de cobertura.
Riesgos financieros
Para gestionar el riesgo financiero relativo a las operaciones del Grupo se analiza la exposición, el grado y la
magnitud del riesgo de mercado, (que incluye riesgo de tipo de interés, de divisa y de precio), riesgo de crédito
y riesgo de liquidez.
188
El Grupo busca minimizar los efectos de esos riesgos mediante el uso de instrumentos financieros derivados;
este uso se rige por las políticas de gestión de riesgos del Grupo aprobadas por el Consejo de Administración.
En estas políticas de gestión de riesgos quedan enmarcados los principios sobre riesgo de tipo de cambio,
riesgo de tipo de interés, aprovisionamientos, riesgo de crédito, uso de los instrumentos financieros derivados
y no derivados, y políticas de inversión de excedentes.
Riesgo de tipos de interés-
pasivos referenciados a un tipo de interés variable.
Este riesgo de variación de tipo de interés es especialmente significativo en lo relativo a la financiación de
proyectos de construcción de parques eólicos y otras instalaciones de generación de energías renovables
donde la rentabilidad de los proyectos puede verse afectada por las posibles variaciones del tipo de interés.
Este riesgo se mitiga realizando operaciones de cobertura mediante la contratación de derivados
(fundamentalmente operaciones de permuta de tipo de interés, Interest Rate Swaps, IRS).
En función de las estimaciones del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables respecto de la evolución
de los tipos de interés y de los objetivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de cobertura
que mitiguen estos riesgos. El grado de cobertura sobre la deuda que se alcanza en cada proyecto depende
del tipo de proyecto en cuestión y del país donde se realiza la inversión.
El tipo de interés de referencia de la deuda contratada por las sociedades del Grupo Corporación Acciona
Energías Renovables es fundamentalmente el Euribor para operaciones realizadas en euros , el SOFR para
operaciones realizadas en dólares estadounidenses tanto en Estados Unidos como en otros países
latinoamericanos en los que frecuentemente esta es la moneda en la que se financian, por estar los flujos de
generación del activo nominados igualmente en esa moneda, el BBSY para la financiación realizada en dólares
australianos, y el JIBAR para financiación en rands sudafricanos.
Riesgo de divisas-
negocios, lo que supone una mayor exposición al riesgo de tipo de cambio por operaciones con divisas en los
países en los que invierte y opera.
La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico Financiera del Grupo empleando
criterios de cobertura no especulativos.
Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
- Deuda denominada en moneda extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas.
- Cobros referenciados principalmente a la evolución de monedas al margen del euro.
- Inversiones realizadas en sociedades extranjeras.
En la medida de lo posible se emplean coberturas naturales, contratando la financiación en la misma divisa en
la que el activo está nominado (cobertura natural). Cuando esto no es posible, el Grupo contrata derivados
sobre divisa (fundamentalmente seguros de cambio) para cubrir operaciones que implican flujos de efectivo
en divisa diferente.
Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya
moneda funcional es distinta del euro, están sujetas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la
conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación.
Riesgo de crédito-
incumpla sus obligaciones, ocasionando una pérdida económica para el Grupo. El Grupo ha adoptado la
política de negociar exclusivamente con terceras partes solventes y obteniendo suficientes garantías, para
189
mitigar el riesgo de pérdidas financieras en caso de incumplimiento. El Grupo sólo contrata con entidades
que se encuentran en el mismo rango de nivel de inversiones o por encima de éste, y obtiene la información
acerca de sus contrapartidas a través de organismos independientes de valoración de empresas, a través de
otras fuentes públicas de información financiera, y a través de la información que saca de sus propias
relaciones con los clientes.
Los efectos a cobrar y las cuentas de clientes consisten en un gran número de clientes distribuidos entre
distintos sectores y áreas geográficas. La evaluación de las relaciones de crédito que se mantienen con los
clientes, y la valoración de la solvencia de sus clientes se realiza permanentemente y allí donde se considera
necesario se contrata un seguro de garantía de crédito.
El Grupo no tiene una exposición significativa al riesgo de crédito con ninguno de sus clientes o grupo de
clientes con características similares. Asimismo, la concentración del riesgo de crédito tampoco es
significativa.
El riesgo de crédito y de liquidez de instrumentos derivados que tengan un valor razonable positivo está
limitado en el Grupo, ya que tanto las colocaciones de tesorería como la contratación de derivados se realizan
con entidades de elevada solvencia y altas valoraciones de crédito y ninguna contraparte acumula
porcentajes significativos del riesgo total de crédito.
Por otra parte, la definición del valor razonable de un pasivo en NIIF 13 basado en el concepto de
transferencia de dicho pasivo a un participante del mercado confirma que el riesgo propio de crédito debe
considerarse en el valor razonable de los pasivos. Por ello el Grupo añade un ajuste de riesgo de crédito
bilateral con el objetivo de reflejar tanto el riesgo propio como de la contraparte en el valor razonable de los
derivados.
En este sentido es relevante indicar que, desde agosto de 2021, el Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables cuenta con la calificación de “Investment grade” de dos agencias crediticias (Fitch y DBRS) con
sendas calificaciones BBB- y BBB (high) respectivamente con perspectiva a largo plazo y estable, lo que
muestra la fuerte solvencia con la que cuenta el Grupo para hacer frente a sus obligaciones financieras.
Riesgo de liquidez-
riesgo de liquidez, manteniendo el suficiente efectivo y equivalentes.
La responsabilidad última de la gestión del riesgo de liquidez recae sobre la Dirección General Económico
Financiera del Grupo, donde se elabora un marco apropiado para el control de las necesidades de liquidez del
Grupo en el corto, medio y largo plazo. El Grupo gestiona la liquidez manteniendo unas reservas adecuadas,
unos servicios bancarios apropiados y una disponibilidad de créditos y préstamos, por medio de una
monitorización continua de las previsiones y cantidades actuales de flujos de fondos y emparejando éstas con
perfiles de vencimiento de activos y pasivos financieros.
Por último, cabe destacar que el Grupo en su búsqueda por la diversificación de sus fuentes de financiación,
tiene registrados un programa de European Commercial Paper (ECP) por importe máximo de 2.000 millones
de euros para emitir papel comercial con plazo inferior a un año y un programa Euro Medium Term Note por
importe máximo de 3.000 millones de euros.
Riesgo de cambio climático y transición energética
Corporación Acciona Energías Renovables promueve la adopción de objetivos globales ambiciosos para la
descarbonización de la economía, de manera que incluye en su modelo de negocio y en el Sistema de Gestión
de Riesgos de la compañía la gestión de los riesgos y oportunidades relacionadas con el cambio climático. Ésta
es trasmitida conforme a la guía de reporte de información climática de la Comisión Europea y las
190
recomendaciones del Financial Stability Board, a través de su Grupo de Trabajo sobre Divulgación de
Información Financiera Relacionada con el Clima (TCFD, por sus siglas en inglés).
La gobernanza en materia de cambio climático está a cargo de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad del
Consejo de Administración, que desempeña, entre otras, las siguientes funciones:
- Identificar y orientar las políticas, objetivos, buenas prácticas y programas de cambio climático del Grupo.
- Evaluar, monitorizar y revisar los planes de ejecución de las estrategias elaboradas por los ejecutivos del
Grupo.
- Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestionar el grado de cumplimiento de las
estrategias implementadas.
- Elevar al Consejo de Administración las políticas, objetivos y programas de cambio climático, así como el
presupuesto estimado para su realización.
La gestión de riesgos climáticos se lleva a cabo mediante un procedimiento específico, que identifica, valora,
prioriza y comunica a los órganos ejecutivos del Grupo, los riesgos vinculados al cambio climático que podrían
afectar a sus centros de trabajo. Este proceso permite la elaboración de políticas de actuación a partir de
umbrales de tolerancia apropiados al logro de objetivos del Grupo a diferentes horizontes temporales.
Se ha establecido como corto (1 año), medio (5 años) y largo plazo (10 años) conforme a los análisis de
escenarios y objetivos de reducción de emisiones asumidos por el Grupo.
Para la identificación de riesgos y oportunidades climáticas se emplean diversas herramientas como, por
ejemplo, el modelo digital de cambio climático, el cual monitoriza, para todos los centros de trabajo, las
variables del clima, históricas y proyectadas, en distintos escenarios climáticos y con distintos horizontes
temporales previstos en los últimos informes del IPCC. Este instrumento supervisa las variables de producción
y financieras, generación de emisiones y consumos energéticos e incluye referencias a las políticas climáticas
y a los mercados de carbono de cada región. Se emplean adicionalmente herramientas no integradas en el
modelo digital para la identificación de requisitos legales e igualmente resulta indispensable la experiencia de
los miembros del grupo evaluador de los riesgos de cambio climático.
El proceso de gestión de riesgos se realiza anualmente. Mediante el empleo de las herramientas mencionadas,
se plantea una batería de situaciones de riesgo para todos los centros, grupos de centros y/o actividades del
Grupo (o de su cadena de valor), atendiendo a su localización geográfica, tipo de actividad y vulnerabilidad,
las cuales se caracterizan y cuantifican en base a una serie de indicadores clave.
Los escenarios climáticos más comúnmente utilizados para la identificación de situaciones de riesgo son tanto
los provistos por los últimos informes del IPCC, como los generados en el marco NGFS (por sus siglas en inglés)
propuestos por la “Red de Bancos Centrales y Supervisores para la Ecologización del Sistema Financiero”.
Corporación Acciona Energías Renovables considera prioritariamente para la valoración de sus riesgos
climáticos el escenario NGFS “Current Policies” (para los riesgos físicos) y los escenarios NGFS “Delayed
Transition” o “Divergent Net Zero” (para los riesgos transicionales).
Aquellas situaciones de riesgo climático que presentan mayor probabilidad de ocurrencia y consecuencia
económico-financiera y/o reputacional son consideradas materiales y conllevan la realización de fichas
específicas de tratamiento que informen a los órganos de decisión de la compañía sobre la situación actual y
opciones para gestionar el riesgo (mitigación, adaptación, transferencia o aceptación del riesgo y coste
vestimado).
Finalmente, las situaciones de riesgo climático, identificadas y analizadas, se integran en el Sistema de Gestión
de Riesgos general del Grupo, donde se determina su tolerabilidad, en base a la estructura presentada
anteriormente.
191
Enmarcada en la estrategia de negocios bajos en carbono, Corporación Acciona Energías Renovables evalúa,
anualmente, los riesgos y oportunidades climáticas más significativos para la compañía. Durante 2023, los
riesgos climáticos se identificaron junto con su impacto potencial y horizonte temporal, alcance geográfico y
por negocio y acciones iniciadas para su gestión.
Los riesgos físicos por cambios climáticos más significativos identificados son el posible incremento de coste
del capital por un potencial desacoplamiento del desempeño de la compañía en relación a sus objetivos
públicos de descarbonización (en el corto-medio plazo), el descenso de producción hidroeléctrica en España
como consecuencia de variaciones en los regímenes de precipitación estacional (probabilidad de ocurrencia
estimada alta en el medio plazo) y una menor generación eólica en España por variación en los patrones de
viento (en el medio-largo plazo).
Ninguno de los riesgos identificados tiene un impacto material en el desempeño financiero del Grupo.
De manera general, puede afirmarse que la estrategia de negocio del Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables es resiliente al cambio climático, con un impacto moderadamente bajo en cuanto a los riesgos y
alto en cuanto a las oportunidades.
En la preparación de las cuentas anuales consolidadas a 31 de diciembre de 2023, el Grupo Acciona Energías
Renovables ha considerado el impacto del cambio climático en las principales hipótesis de sus estimaciones y
juicios contables, sin identificar deterioros de valor en sus activos materiales e intangibles, modificaciones en
la valoración de instrumentos financieros, ni obligaciones adicionales a las ya registradas.
Riesgo de aprovisionamientos
El Grupo considera la gestión de su cadena de suministro una prioridad estratégica del negocio, además de
una fuente de oportunidades para generar valor. El contexto geopolítico y el agravamiento de las
consecuencias de la crisis climática han intensificado las variaciones de precios de las materias primas,
haciendo de la cadena de suministro una de las principales fuentes tanto de riesgos como de oportunidades
financieras, pudiendo impactar en toda la cadena de valor de la compañía. Prueba de ello, entre otras medidas,
el Grupo ha invertido en la implantación de un Sistema mejorado de Control de Riesgos y Oportunidades para
su cadena de suministro dotado de la última tecnología e Inteligencia Artificial que le permite ampliar su
monitorización en tiempo real al 100 % de su cadena de suministro. Además, con este nuevo modelo, el Grupo
se dota de una metodología estándar y adaptada a las nuevas regulaciones como, entre otras, la Directiva de
Diligencia Debida de Sostenibilidad Corporativa, Modern Slavery Act, UK Bribery Act, GHG Protocol y
estándares GRI.
A pesar de los altos niveles de inflación, la situación de los diferentes mercados de materias primas en general
va evolucionando positivamente y se aprecia que los precios se van estabilizando en la mayoría de los
mercados. No obstante, desde el Grupo se mantiene el foco y atención en continuar monitorizando los
mercados y 1) la evolución de la inflación en mercados específicos, 2) el anuncio de recesión económica en
Alemania y 3) las tensiones políticas entre China y USA en relación a los conflictos de Ucrania y Sudeste Asiático
(Taiwan).
A modo de ejemplo, el precio del acero, ha caído de manera generalizada en todos los mercados durante el
segundo trimestre del año, algo que no sucedía desde junio 2022. No obstante, las perspectivas globales del
mercado pasan por continuar analizando lo que sucede en China, dado que este País produce más del 50% del
acero mundial.
Desde el área de Compras se siguen reforzando de manera continua las acciones de seguimiento y control de
la información de los mercados y materias primas. Conocedores de lo relevante de esta información para la
192
toma de decisión y gestión de riesgos de los diferentes negocios y proyectos, además de su seguimiento en
tiempo real, se refuerzan y articulan mecanismos de distribución periódica de la información y análisis más
relevante a través de informes detallados y boletines de información repartidos a nivel global. Por otra parte,
se continúa trabajando de manera coordinada entre las Direcciones Contractuales y de Compras para apoyar
en las negociaciones y revisiones de precios.
Respecto a la situación logística, otro de los aspectos clave en la cadena de suministro del Grupo, también se
ha percibido una estabilización de los precios en general, aunque hay que monitorizar la situación en el
transporte por carretera debido a que se detecta falta de conductores en Europa. En España, adicionalmente,
la bonificación a los transportes se vio reducida por el Gobierno.
En el transporte marítimo, se ha considerado importante monitorizar la situación de bajo caudal del canal de
Panamá debido a la falta de agua. Esta situación podría provocar que los barcos tengan que empezar a reducir
sus cargas, pesos y capacidad para poder pasar por esa ruta. Las líneas marítimas parecen anticipar
incrementos de precios a partir del inicio del segundo semestre debido al pico de demanda esperado a finales
de año. Por último, y relevante respecto a la región de Australia donde crece la cartera de proyectos y
necesidades, se espera un posible acuerdo comercial con la Unión Europea que facilite el comercio entre
ambas regiones.
Riegos de Cumplimiento
Para la mitigación de los riesgos derivados de incumplimientos normativos, el Grupo cuenta con un Modelo
de Compliance que contempla el ámbito de cumplimiento penal y, en este sentido, riesgos específicos tales
como corrupción, medioambiente, seguridad y salud, competencia y fiscal.
El Modelo de Compliance se basa en procesos y sistemas de control interno para la prevención, detección y
corrección de eventos que puedan materializarse en incumplimientos, siguiendo un enfoque de mejora
continua. A estos efectos, dicho Modelo es objeto de supervisión, tanto de forma interna como externa, y es
objeto de certificación en base a la ISO 37.001 sobre Sistemas de Gestión Antisoborno y la UNE 19.601 sobre
Sistemas de Gestión de Compliance Penal.
En 2023, y de acuerdo a la actividad desarrollada por el Grupo, los principales riesgos identificados son la
corrupción pública y la corrupción en los negocios, calificados como de riesgo medio (a vigilar), siendo el resto
de riesgos penales de aplicación calificados como de riesgo bajo (a mantener).
En relación con las incertidumbres que afectan al Modelo de Compliance, cabe resaltar las derivadas de las
modificaciones regulatorias que se han producido y las previstas en el corto y medio plazo. En el primer
semestre de 2023 se produjo la trasposición de la Directiva Europea Directiva (UE) 2019/1937 al ordenamiento
español a través de la Ley 02/2023, incrementándose de esta manera los requisitos normativos en torno a la
articulación y gestión de los canales internos de información. Asimismo, se consideran las incertidumbres
derivadas del incremento de la regulación en torno a la diligencia debida de las empresas en materia de
sostenibilidad y derechos humanos que implicará un refuerzo de los requerimientos en relación con los
procesos y el reporting sobre la gestión de riesgos de cumplimiento.
Asimismo, en las jurisdicciones en donde el Grupo opera se están reforzando las regulaciones en torno a la
responsabilidad penal de la persona jurídica, dado lo cual, el Grupo cuenta con un enfoque de análisis y
cobertura en base a riesgo.
193
Otros factores exógenos que afectan a las actividades: Cambios adversos en el entorno político y normativo
en los países en los que el Grupo opera, junto con los periodos de transición política, pueden provocar
impactos en las operaciones, cambio en las prioridades de actividad o deficiencias en la ejecución de obras y
prestación de servicios; y con ello sanciones y penalizaciones con un impacto negativo en la situación
financiera y en los resultados del Grupo.
Parte III- Hechos posteriores
No se han producido acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio que puedan afectar de forma
significativa a las cuentas anuales consolidadas del Grupo al 31 de diciembre de 2023 o a la actividad presente
o futura del mismo.
Parte IV- Evolución previsible
La economía mundial continúa su lenta recuperación tras los golpes de la pandemia, la invasión rusa de Ucrania
y la crisis del coste de vida. Pese a esta serie de acontecimientos, la economía mundial se ha ralentizado, pero
no estancado. El crecimiento es lento y desigual, con crecientes divergencias a escala mundial. La inflación
tanto la general como la subyacente se está controlando de forma gradual. Sin embargo, la plena recuperación
hasta las tendencias previas a la pandemia parece cada vez más inalcanzable, en especial en las economías de
mercados emergentes y en desarrollo.
Las proyecciones sitúan el crecimiento del comercio mundial en 3,3% en 2024 y en 3,6% en 2025, por debajo
de la tasa de crecimiento promedio histórica de 4,9%. Todo apunta a que el aumento de las perturbaciones
en el comercio y la fragmentación geoeconómica seguirán lastrando el nivel de comercio mundial. Estos
pronósticos se basan en las hipótesis de que los precios de los combustibles y otras materias primas bajarán
en 2024 y 2025, y de que las tasas de interés disminuirán en las principales economías. Se proyecta que en
2024 los precios medios anuales del petróleo se reduzcan alrededor de 2,3%, mientras que, para los precios
de las materias primas distintas de los combustibles, se prevé un descenso de 0,9%.
La inflación global se espera que disminuya a 5,8% en 2024 y 4,4% en 2025. Los riesgos para el crecimiento
están equilibrados, con posibles aumentos en las condiciones financieras si la desinflación continúa. Por otro
lado, escaladas en los precios de materias primas o problemas en el sector inmobiliario chino podrían impactar
negativamente. Se insta a una gestión prudente de la política monetaria y fiscal para mantener la estabilidad
y fomentar la productividad y la sostenibilidad financiera. La inflación está disminuyendo más rápidamente de
lo previsto en la mayoría de las regiones, mientras se disipan los problemas en el lado de la oferta y se aplica
una política monetaria restrictiva. Se prevé que el nivel general de inflación a escala mundial descienda a 5,8%
en 2024 y a 4,4% en 2025, lo que supone una revisión a la baja del pronóstico para 2025.
Con respecto a las economías avanzadas, se prevé que el crecimiento se reduzca ligeramente, de 1,6% en 2023
a 1,5% en 2024, antes de recuperarse hasta 1,8% en 2025. En Estados Unidos se cree que el crecimiento
descenderá de 2,5% en 2023 a 2,1% en 2024 y 1,7% en 2025; los efectos rezagados del endurecimiento de la
política monetaria. En la zona Euro se prevé que el crecimiento se reduzca ligeramente, de 1,6% en 2023 a
1,5% en 2024, antes de recuperarse hasta 1,8% en 2025. En el Reino Unido esperamos que el crecimiento
aumente de forma moderada, pasando de una estimación de 0,5% en 2023 a 0,6% en 2024, coincidiendo con
el desvanecimiento de los efectos negativos rezagados de los elevados precios de la energía, y posteriormente
a 1,6% en 2025. En Japón, el crecimiento se desacelerará, desde 1,9% estimado en 2023 a 0,9% en 2024 y
0,8% en 2025, debido al desvanecimiento de factores puntuales que respaldaron la actividad en 2023, como
la depreciación del yen, la demanda latente y la recuperación de la inversión empresarial tras la ejecución
postergada de proyectos previos.
194
Para las economías de mercados emergentes y en desarrollo, se espera que el crecimiento se mantenga en
4,1% en 2024 y que aumente a 4,2% en 2025. La revisión al alza de 0,1 puntos porcentuales para 2024 se debe
a las mejoras en varias regiones. En este contexto; las economías emergentes y en desarrollo de Asia se cree
que disminuirán un 5,4% estimado en 2023 a 5,2% en 2024 y 4,8% en 2025, con una mejora de 0,4% para
2024 con respecto a las proyecciones de octubre de 2023, situando a China con un crecimiento del 4,6% en
2024 y de un 4,1% en 2025. En India el crecimiento va a continuar fuerte, con una tasa de 6,5% tanto para
2024 como para 2025, lo que supone una mejora de 0,2% para ambos años, debido a la resiliencia de la
demanda interna. Por otro lado, en Rusia se proyecta que el crecimiento sea de 2,6% en 2024 y de 1,1% en
2025, con una revisión al alza de 1,5% para 2024, como reflejo del efecto de arrastre de un crecimiento más
fuerte de lo esperado en 2023.
En América Latina y el Caribe, el crecimiento disminuirá de 2,5% estimado en 2023 a 1,9% en 2024, y que
aumente hasta 2,5% en 2025, lo que corresponde a una revisión a la baja para 2024 de 0,4 puntos porcentuales
respecto a anteriores proyeciones. Brasil se espera que crezca y 0,2% y para México un 0,6%, principalmente
a causa de los efectos de arrastre de una demanda interna más fuerte de lo esperado y un crecimiento mayor
de lo previsto en los principales socios comerciales.
Por último, en África subsahariana, el crecimiento se prevé que incremente, pasando de 3,3% estimado en
2023 a 3,8% en 2024 y 4,1% en 2025 ya que remitirán los efectos negativos de los shocks meteorológicos
anteriores y mejorarán gradualmente los problemas de la oferta. Se proyecta un debilitamiento de la
proyección de Sudáfrica, cuyo origen está en el aumento de las restricciones logísticas, como las presentes en
el sector del transporte, que afectan a la actividad económica.
Parte V- Hechos destacados de sostenibilidad
Indicadores ambientales
Clima:
Se ha producido un incremento del 17% en las emisiones de alcance 1 y 2 por cambio en criterio contable de
las emisiones de vehículos de flota (anteriormente computados en alcance 3). Este efecto se ha visto
parcialmente compensado por la reducción del alcance 2 (-67%), por el mayor consumo de electricidad
renovable. Las emisiones se mantienen en un valor muy inferior a la senda de reducción SBTi (-68%).
Alineamiento con la taxonomía europea de actividades sostenibles
Mitigación del cambio climático
CAPEX
99,99%
97,62%
OPEX
98,24%
92,67%
CIFRA DE NEGOCIOS
97,24%
57,49%
Porcentaje de alineamiento calculado sobre porcentaje elegible.
La cifra de negocios no elegible corresponde a la actividad de representación y comercialización de energía
para terceros. Aunque la energía que se comercializa proviene en un 100% de fuentes renovables, las
actividades de comercialización no son elegibles en la taxonomía europea.
Circularidad:
La compañía no deposita ninguna pala de aerogenerador en vertedero, y está llevando a cabo diversas
iniciativas para aumentar su reciclabilidad, como la utilización de palas para su integración en la estructura
195
que soporta los paneles fotovoltaicos en la planta de Extremadura I o la iniciativa “El Ganso x ACCIONA”, que
ha supuesto la utilización de materiales de palas eólicas para la fabricación de zapatillas.
Adicionalmente y como parte de su compromiso con el desarrollo de soluciones de economía circular para el
sector eólico, ACCIONA Energía, junto con
RenerCycle
, ha lanzado la iniciativa
Waste2Fiber
construcción de una planta que permitirá reciclar 6.000 toneladas/año de composites procedentes de palas.
Se ha reducido ligeramente el % de valorización de residuos en el período, que se sitúa en un 97%, por trabajos
de mantenimiento en plantas de biomasa (generación de residuos por limpieza de calderas, que no son
valorizables).
Biodiversidad:
Se ha llevado a cabo la localización, evaluación, valoración y divulgación de las dependencias, impactos, riesgos
y oportunidades, siguiendo la metodología LEAP, según las recomendaciones del
Task Force on Nature-Related
Financial Disclosure
Se han desarrollado 182 planes de gestión ambiental en instalaciones en construcción y en producción. Como
parte del programa de plantaciones voluntarias, se han plantado 118.738 árboles (316.819 en los tres últimos
años, desde que se inició el programa), que contribuyen al objetivo de “No Deforestación”.
La compañía ha desarrollado iniciativas en el marco del objetivo “No Pérdida Neta”, como la traslocación y
mantenimiento de 12.000 ejemplares de la especie vulnerable
Macrozamia Conferta
MacIntyre, e iniciativas para cumplir con el objetivo “Ganancia Neta”, como el Plan de reforzamiento del
milano real, especie amenazada, en el parque natural de Cazorla, Segura y Las Villas.
Indicadores sociales
La plantilla media de ACCIONA Energía ha aumentado un 32%, por el crecimiento orgánico de la compañía y
la integración de Solideo. Destaca el incremento de mujeres en puestos gerenciales y directivos por nuevas
contrataciones y promociones internas, gracias a los diferentes programas de incorporación y promoción de
talento femenino, como los proyectos “Sostenibles 50:50”. Este año se ha comenzado un nuevo proyecto de
este tipo,
Tech Hub New Generation
, que tiene como objetivo reforzar el equipo de Operación y
Mantenimiento en Estados Unidos, a través del apoyo al ecosistema local universitario en México y la
promoción del desarrollo profesional de jóvenes en este país, incorporando a 6 hombres y 6 mujeres en
operaciones de mantenimiento y promoviendo su movilidad interna, una vez formados, a Estados Unidos.
En materia de seguridad y salud se produjo un accidente mortal en el parque eólico de El Cabrito (España),
con el fallecimiento de un trabajador de operación y mantenimiento.
Se han desarrollado 133 proyectos de gestión de impacto social, un 17% más que el año anterior, que han
supuesto una inversión social de más de 4 millones de euros para desarrollar 200 iniciativas de impacto
positivo en la comunidad, con más de 290.000 personas beneficiadas.
Indicadores de gobernanza
En julio la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad aprobó la nueva Política del Canal Ético, adaptada a los
requisitos de la Ley 2/2023, reguladora de la protección de las personas que informen sobre infracciones
normativas y de lucha contra la corrupción. Ha aumentado el número de procesos de debida diligencia de
terceras partes (socios comerciales y de negocio) en un 65% respecto al mismo periodo del año anterior,
196
ACCIONA ENERGÍA
Industria Media Industria Valoración EscalaAgencia
Elec. Utilities
34
87
0 a 100
Construcción
C
A -
D-a A
Utilities
25
MedRisk
10.7
Low
Risk
100 a 0
Utilities
A
AAA
CCC a AAA
Electricidad Renovable
B
A -
Prime
D-a A+
Utilities
2,7
4,1
0 a 5
Electricity, gas, steam
and air conditioning
supply
--
82
Platinum
0 a 100
gracias al despliegue del sistema de gestión de Compliance Penal y Antisoborno de la compañía que supone
una mayor actividad de control sobre estos terceros.
Se han auditado un 100% de proveedores estratégicos y 12 proveedores tier 2, aquellos que representan un
riesgo alto por el volumen de contratación, el país en el que operan y los bienes o servicios que proporcionan.
GoSupply, la nueva plataforma para la gestión de la cadena de suministro, está desplegada en todos los países;
se han establecido
scoring
volumen de contratación mayor de 400.000 euros/año.
Se ha incrementado el peso de los objetivos de sostenibilidad en la retribución variable, de un 10% a un 12,5%,
alcanzando así el objetivo definido en el Plan Director de Sostenibilidad dos años antes de lo previsto.
Se mantiene un 45% de mujeres en el Consejo, superando la recomendación establecida en el Código de Buen
Gobierno de las Sociedades Cotizadas.
Calificaciones ESG
La compañía mantiene su posición de liderazgo en los principales ratings ESG.
FINANCIACIÓN DE IMPACTO
En 2023 se ha desarrollado un nuevo Marco de Financiación de Impacto Sostenible que recoge tanto las
operaciones de financiación verde como como los instrumentos de financiación vinculados a la sostenibilidad
e introduce una nueva característica de Impacto Local que, cuando se combina con cualquiera de los dos tipos
de instrumentos, da lugar a una estructura de "Doble Impacto".
El nuevo marco se basa en los principales estándares de financiación sostenible, como los Principios de Bonos
Verdes (GBP) de la Asociación Internacional de Mercados de Capitales (ICMA) y los Principios de Préstamos
Verdes (GLP) administrados por la Asociación de Mercados de Préstamos (LMA). DNV ha revisado y emitido su
opinión sobre la conformidad del nuevo marco con estas normas.
El Marco, de aplicación a ACCIONA Energía y al Grupo ACCIONA sustituye al Marco Vinculado a la Sostenibilidad
de ACCIONA Energía 2021.
El 98% de la deuda de ACCIONA Energía está englobada en estos instrumentos de financiación sostenible.
197
Más información
se asignan:
https://www.acciona-energia.com/es/accionistas -inversores/informacion-bursatil/financiacion-
sostenible
Periodo medio de pago a proveedores
A efectos de lo previsto en el artículo 262.1 del Real Decreto Legislativo 1/2010 de 2 de julio por el que se
aprueba el texto refundido de la Ley de Sociedades de Capital, la información relativa al periodo medio de
pago a proveedores figura en la nota 35 de la Memoria Consolidada. Asimismo, esta información que forma
parte de este Informe de Gestión Consolidado, también se encuentra disponible en la página web del Grupo
(
www.acciona-energia.com).
Informe Anual de Gobierno Corporativo
El informe Anual de Gobierno Corporativo, que forma parte del presente Informe de Gestión Consolidado, se
encuentra disponible íntegramente en la página web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores
(
www.cnmv.es
) y en la página web del Grupo(
www.acciona-energia.com).
Asimismo, el Informe Anual de Gobierno Corporativo será comunicado como Otra Información Relevante (OIR)
ante la CNMV.
Informe Anual de Remuneraciones del Consejo
El Informe Anual de Remuneraciones del Consejo se encuentra disponible íntegramente en la página web de
la Comisión Nacional del Mercado de Valores (
www.cnmv.es)
www.acciona-
energia.com).
Asimismo, el Informe Anual de Remuneraciones del Consejo será comunicado como Otra Información
Relevante (OIR) ante la CNMV.
Estado de Información no Financiera
El Estado de Información no Financiera, elaborado según lo requerido por la ley 11/2018, del 28 de diciembre,
de trasposición al ordenamiento jurídico español de la Directiva 2014/95/UE del Parlamento Europeo, forma
parte del presente Informe de Gestión Consolidado, y se encuentra disponible íntegramente en la página web
de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (
www.cnmv.es
) y en la página web del Grupo
(www.acciona-
energia.com).
Asimismo, el Estado de Información no Financiera será comunicado como Otra Información Relevante (OIR)
ante la CNMV.
198
A los efectos del RD 1362/2007, de 19 de octubre (art. 8.1 b) los Consejeros de Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A. realizan la siguiente declaración de responsabilidad:
Que, hasta donde alcanza su conocimiento, las cuentas anuales consolidadas elaboradas con arreglo a los
principios de contabilidad aplicables, ofrecen la imagen fiel del patrimonio, de la situación financiera y de los
resultados del emisor y de las empresas comprendidas en la consolidación tomados en su conjunto y que el
informe de gestión consolidado incluye un análisis fiel de la evolución y los resultados empresariales y de la
posición del emisor y de las empresas comprendidas en la consolidación tomados en su conjunto, junto con la
descripción de los principales riesgos e incertidumbres a que se enfrentan.
Por lo que, en prueba de conformidad, la totalidad de los miembros del Consejo de Administración de
Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. formulan las cuentas anuales consolidadas y el informe de
gestión consolidado correspondientes al ejercicio 2023 en la reunión de 29 de febrero de 2024:
D. José Manuel Entrecanales Domecq
Presidente
_________________________________
D. Rafael Mateo Alcalá
Consejero Ejecutivo
_________________________________
D. Juan Ignacio Entrecanales Franco
Vocal
_________________________________
_________________________________
Dña. Sonia Dulá *
Vocal
_________________________________
D. Juan Luis López Cardenete
Vocal
_________________________________
Dña. Karen Christiana Figueres Olsen *
Vocal
_________________________________
D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld
Vocal
_________________________________
Dña. María Salgado Madriñán
Vocal
_________________________________
D. Rosauro Varo Rodríguez
Vocal
_________________________________
Dña. María Fanjul Suárez
Vocal
_________________________________
Dña. Teresa Quirós Álvarez
Vocal
_________________________________
* Diligencia: por la que se hace constar que estos Consejeros no firman la presente Declaración de Responsabilidad por imposibilidad,
habiendo dado su conformidad para la suscripción de la misma, suscribiéndola en su lugar el Secretario del Consejo de Administración,
D. Jorge Vega -Penichet López, en virtud de las instrucciones expresas impartidas por los Consejeros a tal fin.