1
CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A.
Y
SOCIEDADES DEPENDIENTES
(Grupo Consolidado)
CUENTAS ANUALES
E
CONSOLIDADOS
DEL EJERCICIO 2024
2
Preparadas de conformidad con las Normas Internacionales de Información
Financiera adoptadas por la Unión Europea
3
ÍNDICE
ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2024 Y 2023
CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023
ESTADO GLOBAL CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023
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
4
17. DEUDA FINANCIERA
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 AL CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN
35. ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR
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
5
6
ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros)
ACTIVO
NOTA
2024
2023
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
21
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
2024
2023
Capital
Ganancias acumuladas
Resultado del ejercicio
Valores propios
(9 )
(69 )
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 2024
7
CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS CONSOLIDADA DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros)
NOTA
2024
2023
Importe neto de la cifra de negocios
24
Otros ingresos
24
Aprovisionamientos
25
(1.739 )
(1.776 )
Gastos de personal
25
(272 )
(256 )
Dotación a la amortización y variación de provisiones
4,5,7 y 25
(559 )
(491 )
Otros gastos de explotación
25
(759 )
(753 )
Resultado puesta en equivalencia actividad análoga
8
(10 )
Resultado por deterioro de activos
4 y 25
(11 )
Resultado de la enajenación de activos no corrientes
25
Otras ganancias o pérdidas
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN
Ingresos financieros
27
Gastos financieros
27
(232 )
(179 )
Diferencias de cambio
(25 )
Variación de provisiones de inversiones financieras
(1 )
Resultado de variaciones de valor de instrumentos financieros a valor razonable
19 y 25
(2 )
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS
Gasto por impuesto sobre las ganancias
21
(95 )
(209 )
RESULTADO DEL EJERCICIO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS
RESULTADO DEL EJERCICIO
Intereses minoritarios
15
(30 )
(43 )
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 2024
8
ESTADO GLOBAL CONSOLIDADO DE INGRESOS Y GASTOS RECONOCIDOS DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023
(Millones de euros)
Nota
2024
2023
A) RESULTADO CONSOLIDADO DEL PERIODO
1. Resultado atribuido a la sociedad dominante
2. Intereses minoritarios
B) PARTIDAS QUE NO SERÁN 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 PODRÁN SER RECLASIFICADAS A LA CUENTA DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS
(143 )
(251 )
Ingresos y gastos imputados directamente en el patrimonio neto:
(113 )
(120 )
1. Por valoración de instrumentos financieros:
2. Por coberturas de flujos de efectivo
15
(362 )
3. Diferencias de conversión
15
(136 )
4. Resto de ingresos y gastos imputados directamente al patrimonio neto
5. Efecto impositivo
21
(8 )
Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias:
15
(30 )
(131 )
1. Por valoración de instrumentos financieros:
2. Por coberturas de flujos de efectivo
(40 )
(175 )
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 2024
9
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023
(Millones de euros)
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2024
Capital
social
Otras
reservas
Acciones y
particip.en
patrimonio
propias
Dividendo a
cuenta
Diferencias de
conversión
Resultado
atribuido a la
sociedad
dominante
Cobertura de
flujos de
efectivo
Intereses
minoritarios
Total
Patrimonio
Neto
Saldo inicial al 01.01.2024
(69 )
(27 )
Ajuste por cambios de criterio
contable
Ajuste por errores
Saldo inicial ajustado
(69 )
(27 )
Total ingresos y gastos reconocidos
(276 )
Ajustes por coberturas de flujos de
efectivo
(276 )
(3 )
(279 )
Variación por diferencias de
conversión
Variaciones por resultados
actuariales de pensiones
Resultado del ejercicio
Otras variaciones de patrimonio
neto
(4 )
(524 )
(31 )
(242 )
Aumentos (Reducciones) de
capital)
Aplicación del resultado
(524 )
Distribución de dividendos
(158 )
(37 )
(195 )
Operaciones con acciones o
participaciones en patrimonio
propias (netas)
(4 )
(107 )
(51 )
Otras transacciones con socios o
propietarios
Otras variaciones
(2 )
Saldo 31.12.2024
(9 )
(244 )
Las notas 1 a 35 descritas en la Memoria adjunta y los anexos forman parte integrante de las cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2024
10
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADO A 31 DE DICIEMBRE DE 2023
(Millones de euros)
Capital social
Otras
reservas
Acciones y
particip.en
patrimonio
propias
Dividendo a
cuenta
Diferencias de
conversión
Resultado
atribuido a la
sociedad
dominante
Cobertura
de flujos de
efectivo
Intereses
minoritarios
Total
Patrimonio
Neto
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 )
(47 )
(342 )
Aumentos (Reducciones) de capital
(Nota 13.a))
Aplicación del resultado
(759 )
Distribución de dividendos
(230 )
(34 )
(264 )
Operaciones con acciones o
participaciones en patrimonio
propias (netas)
(65 )
(65 )
Otras transacciones con socios o
propietarios
(13 )
(13 )
Otras variaciones
Saldo 31.12.2023
(69 )
(27 )
11
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADO DE LOS EJERCICIOS 2024 Y 2023 (Millones de euros)
2024
2023
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 )
Resultado de la enajenación de activos no corrientes
(84 )
(133 )
Ingresos y gastos financieros
Otros resultados que no generan movimientos de fondos
(75 )
(75 )
Resultado antes de impuestos de actividades continuadas corregido por ajustes
Cambios en el capital corriente
Variación de existencias
(10 )
Variación en activo / pasivo corrientes
(413 )
Otros flujos de efectivo de actividades de explotación
Ingresos y gastos financieros corrientes
(247 )
(152 )
Dividendos recibidos de entidades asociadas y de otras inversiones financieras no corrientes
Cobros/pagos por impuesto sobre sociedades
(211 )
(282 )
Variación en activo / pasivo no corriente operativo
(56 )
Flujos netos de efectivo de las actividades de explotación
Adquisición de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes
(1.630 )
(1.907 )
Enajenación de inmovilizado material, intangible y activos financieros no corrientes
Inversión en empresas grupo y asociadas
(89 )
Enajenación de empresas del grupo y asociadas
Flujos netos de efectivo de las actividades de inversión
(1.451 )
(1.898 )
Pago de dividendos
(158 )
(230 )
Pago de dividendos a socios externos
(30 )
(56 )
Cobros por emisión de instrumentos de patrimonio
Cobros por emisión de instrumentos de pasivo financiero
Pagos por emisión de instrumentos de pasivo financiero
(779 )
(2.265 )
Flujo neto de emisión de instrumentos de pasivo con Grupo
Flujo neto de otros activos financieros corrientes
(46 )
Pago arrendamientos
(13 )
(14 )
Otros flujos de financiación
Flujos netos de efectivo de las actividades de financiación
Efecto de las variaciones en los tipos de cambio
(4 )
Variación de efectivo y medios líquidos equivalentes
(241 )
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 2024
12
MEMORIA DEL EJERCICIO ANUAL TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2024
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 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., 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 2024, 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).
13
La capacidad instalada total atribuible al Grupo a 31 de diciembre de 2024 es de una potencia instalada
atribuible de 13.630 MW (12.131 MW al 31 de diciembre de 2023) 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 2024 han
sido formuladas por los Administradores de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. en la reunión del
Consejo de Administración celebrada el día 27 de febrero de 2025 de forma que muestran la imagen fiel del
patrimonio y de la situación financiera consolidada del Grupo a 31 de diciembre de 2024, de los resultados de
sus operaciones, de los cambios en el estado global consolidado de ingresos y gastos reconocidos, de los
cambios en el patrimonio neto consolidado y de los flujos de efectivo consolidados que se han producido en
el Grupo en el ejercicio anual terminado en dicha fecha.
Estas cuentas anuales se han preparado de acuerdo con el marco normativo de información financiera que
resulta de aplicación y en particular, de acuerdo con los principios y criterios establecidos por las Normas
Internacionales de Información Financiera (NIIF) (International Financial Reporting Standards o IFRS), según
han sido adoptadas por la Unión Europea (NIIF-UE), 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
14
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 2023 fueron aprobadas por la Junta General
de Accionistas de Acciona, S.A. celebrada el 20 de junio de 2024 y que fueron depositadas en el Registro
Mercantil de Madrid. Igualmente, para el ejercicio 2024 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 2024 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 estado
de situación financiera consolidado, de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, del estado global
consolidado de ingresos y gastos reconocidos, del estado de cambios en el patrimonio neto consolidado, del
estado de flujos de efectivo consolidado y de la memoria consolidada, además de las cifras correspondientes
al ejercicio 2024, 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 3.2o).
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
15
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 construidos en Estados Unidos con incentivos fiscales a la producción (Production Tax Credits
o PTC’s) o a la inversión (Investment Tax Credits o ITC´s) y amortización fiscal acelerada, se incorporan socios
inversores (denominados Tax Equity Investors) 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. En el Anexo I, el porcentaje de participación nominal
que se indica para estas sociedades es el correspondiente al de las acciones de tipo B, que son aquellas que
confieren al accionista el control total sobre la actividad de la sociedad y que tienen el derecho y la autoridad
total sobre la gestión y administración de las mismas.
De conformidad con la normativa contable de aplicación, desde 2023 el Grupo consolida mediante el método
de integración global la participación de su filial Acciona Generación Renovable, S.A. (en adelante, AGR) en
Energías Renovables Mediterráneas, S.A. (en adelante, RENOMAR). Esta sociedad está participada por AGR
directamente en un 50%, e indirectamente en un 25% adicional, a través del 50% que posee en el vehículo
Medwind Energy S.L., sociedad sobre la que no dispone de control y que es titular, a su vez, del restante 50%
de RENOMAR.
Los administradores consideran que se dan todos los requisitos esenciales que acreditan la existencia de
control sobre RENOMAR:
16
-
AGR tiene el poder de dirigir las actividades relevantes de RENOMAR, en la medida en que tiene
o ha nombrado a más de la mitad de los miembros de su Consejo de Administración,
-
AGR tiene derecho a los rendimientos económicos variables por su implicación en la sociedad
participada, derecho cuya efectividad se instrumenta a través de un acuerdo parasocial, y
-
AGR tiene la capacidad para utilizar su poder sobre la participada para influir en el importe de
esos rendimientos.
En referencia al acuerdo parasocial anteriormente comentado que establece la obligación de distribuir la caja
libre generada por la filial RENOMAR, los derechos económicos correspondientes al 25% de participación que
no pertenecen al Grupo dejan de formar parte del patrimonio neto del Grupo y se presentan al cierre de cada
ejercicio como un instrumento financiero en el estado de situación financiera consolidado, dentro del epígrafe
“Otros pasivos corrientes y no corrientes” (véase Nota 20).
No obstante, un tercero ha cuestionado judicialmente la procedencia de la integración global de RENOMAR
en el Grupo. Los servicios jurídicos del Grupo consideran que la probabilidad de éxito de esta acción es remota.
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
17
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.
La participación de terceros en el patrimonio de sus participadas se presenta en el epígrafe “Intereses
minoritarios” del estado de situación financiera consolidado, dentro del capítulo de Patrimonio neto del
18
Grupo. Análogamente, su participación en los resultados del ejercicio se presenta 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 que el Grupo posee 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 estado de situación financiera 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.
Ante un incremento en el porcentaje de participación en una operación conjunta, la participación previa en
los activos y pasivos individuales no es objeto de revalorización, en la medida en que el Grupo mantiene control
conjunto.
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 estado de situación financiera consolidado incluye, en su caso, el fondo
de comercio puesto de manifiesto en la adquisición de las mismas.
19
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 estado de situación financiera 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
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 entorno
económico principal en el que la sociedad opera.
En la consolidación, los activos y pasivos de las sociedades del Grupo con moneda funcional distinta al euro,
se convierten según los tipos de cambio vigentes en la fecha del estado de situación financiera consolidado.
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 2024, se han producido las siguientes
variaciones de perímetro de consolidación significativas:
- En noviembre de 2024, el Grupo completó la venta a Elawan Energy, filial de ORIX Corporation, de las
sociedades del subgrupo Acciona Saltos de Agua, S.L. (en adelante “ASA”) que en los Estados Financieros
20
Intermedios de 30 de junio de 2024 se encontraban clasificadas en los epígrafes de Activos no corrientes
mantenidos para la venta y Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta. Dichas sociedades (ver
detalle en Anexo IV Modificaciones del perímetro de consolidación) poseen un total de 23 centrales
hidroeléctricas en propiedad que suman 175MW de capacidad instalada, situadas en las regiones de
Aragón, Cantabria y Cataluña.
El precio de la transacción ha ascendido a 293 millones de euros, registrándose una plusvalía por importe
de 73 millones de euros registrada en el epígrafe de “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada (ver nota 24) adicional a la reversión de la provisión por deterioro registrada por valor de 76
millones de euros y registrada en el epígrafe “Dotación a la amortización y variación de provisiones” de la
cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (ver Notas 4 y 25).
El importe neto de la cifra de negocios y el beneficio después de impuestos de ASA en la cuenta de pérdidas
y ganancias consolidada del Grupo a 31 de diciembre de 2024 asciende a 24 y 5 millones de euros (sin
incluir la reversión por deterioro), respectivamente.
Sociedad
% de
consolidación
Precio de la
transacción
Costes de
transacción
Precio neto (a)
Valor neto
contable de
Activos y
Pasivos (b)
Plusvalía
registrada (a-b)
Subgrupo Acciona Saltos de
Agua, S.L.
100%
293
-3
Detalle de activos netos
Subgrupo Acciona Saltos de
Agua, S.L.
213
35
Total activos
248
25
6
Total pasivos
31
Total activos netos
217
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 2024 y 2023 en el perímetro de consolidación. Los impactos en las cuentas anuales consolidadas
adjuntas se muestran en las correspondientes notas de esta memoria.
21
3. Principales políticas contables
3.1 Adopción de nuevas normas e interpretaciones emitidas
Normas e interpretaciones efectivas en el presente ejercicio
Durante el ejercicio 2024 han entrado en vigor las siguientes modificaciones 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
Adoptadas por la UE
Modificación a la NIC 1 - Clasificación
de pasivos como corrientes y no
corrientes y de pasivos no corrientes
con covenants.
Clarificaciones respecto a la presentación como corrientes o no corrientes
de pasivos y, en particular, aquellos 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 de desglose de información
específicos 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 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.
1 de enero de 2024
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
Corporación Acciona Energías Renovables.
22
Con respecto a la modificación a la NIC 7 y NIIF 7 - Acuerdos de financiación con proveedores, en la nota
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar se facilita información cualitativa y cuantitativa sobre la
naturaleza de estos acuerdos.
Normas e interpretaciones emitidas no vigentes
A 31 de diciembre de 2024, 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 por la UE
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.
No aprobadas todavía por la UE
NIIF 18 - Presentación y desgloses de
estados financieros.
El objetivo de esta nueva norma es establecer los requerimientos de
presentación y desglose de los estados financieros, reemplazando con
ello a la NIC1, actualmente en vigor.
NIIIF 19 - Desgloses de subsidiarias
sin contabilidad pública.
El objetivo de esta nueva norma es detallar los desgloses que una
subsidiaria puede aplicar, opcionalmente, en la emisión de sus estados
financieros.
Modificación a la NIIF 7 y NIIF 9 -
Clasificación y valoración de
instrumentos financieros.
Esta modificación aclara los criterios para la clasificación de ciertos activos
financieros, así como los criterios para la baja de pasivos financieros
liquidados a través de sistemas de pago electrónico. Asimismo, introduce
requerimientos de desglose adicionales.
1 de enero de 2026
Mejoras anuales (vol.11).
El objetivo de estas mejoras es la calidad de las normas, modificando las
NIIF existentes para aclarar o corregir aspectos menores
1 de enero de 2026
Con respecto a la nueva norma NIIF 18 es relevante destacar que no afecta al reconocimiento ni a la medición
de los elementos del estado de situación financiera consolidado, pero sí introduce cambios importantes en la
presentación del resultado. El Grupo se encuentra en la actualidad evaluando el impacto de esta nueva
estructura de la cuenta de pérdidas y ganancias.
Los Administradores del Grupo no esperan impactos significativos por la introducción de las normas,
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 tratar aspectos no
aplicables o no significativos a las operaciones del Grupo.
23
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 estado de situación financiera consolidado al menor
entre el coste de adquisición o de producción menos su amortización acumulada y su valor recuperable.
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 han 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 2024 se ha registrado en el
epígrafe “Otros ingresos” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada adjunta un importe de 621 millones
24
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 Australia, España, Estados Unidos y Sudáfrica,
fundamentalmente.
Los gastos de conservación y mantenimiento se cargan a la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del
ejercicio en que se incurren.
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 2024:
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 E) de esta misma nota.
25
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
significativo que hace razonablemente cierto el ejercicio por parte del arrendatario de su posibilidad de
prórroga.
En los contratos de arrendamiento de terrenos, que representan 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.
26
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.E). 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.
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 consolidado, 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”.
27
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 estado de situación
financiera 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.
28
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 activo 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
29
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
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.
30
-
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 2024 y 2023 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 estado
de situación financiera 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.
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 estado de situación financiera 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.
31
-
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).
32
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, 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. 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).
33
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.
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:
34
●
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
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.
35
Durante los ejercicios 2024 y 2023 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.
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.
36
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.
37
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 estado de situación financiera 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 estado de situación financiera (subyacente). La
pérdida o ganancia por cobertura del subyacente se reconoce como un ajuste por cobertura en el
estado de situación financiera 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: Son 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 “Ganancias acumuladas – Cobertura de flujos de efectivo” 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
38
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.
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.
39
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 2024 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.
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.
40
-
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 68,98% y un 83,13%, 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.
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
41
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 Otros pasivos corrientes (en el subepígrafe Proveedores de inmovilizado)
y/o en 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 estado de situación financiera 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.
42
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
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 estado de situación financiera 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.
43
Procedimientos judiciales y/o reclamaciones en curso
Al cierre de los ejercicios 2024 y 2023 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
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 estado de situación financiera 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 estado de situación financiera
consolidado y si es negativa, en el epígrafe “deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” del activo del
44
estado de situación financiera 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”.
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.
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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 estado de situación financiera
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.
46
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.
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, el 8 de julio de 2023 se publicó la orden TED/741/2023 por la que se aprueban
los parámetros definitivos aplicables al actual semiperiodo regulatorio (2023-2025).
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.
El Grupo ha adoptado 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)
según 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:
47
-
Con carácter general, reconoce en el estado de situación financiera 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.
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
48
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 estado de situación financiera
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 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 2024 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.
-
El valor de las diferencias acumuladas por desviaciones de precio de las instalaciones eólicas tipo IT-
00657 en las que el Grupo opera en España son positivas a la fecha de cierre de los presentes estados
financieros consolidados. No obstante, el Grupo no ha registrado este activo por cuanto la evolución
de los precios de la energía que estima la Dirección del Grupo al cierre del ejercicio anticipa el
agotamiento del VNA en estas instalaciones y por tanto alcanzarían la rentabilidad mínima garantizada
por el RD 413/2014 sin necesidad de recibir retribuciones complementarias del régimen regulatorio.
-
Para las instalaciones eólicas tipo IT-00658 e IT-00659, a diferencia de lo estimado al cierre del ejercicio
2023, 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 61 millones de euros que a su vez ha
implicado una disminución del importe neto de la cifra de negocios y del resultado antes de impuestos
por ese mismo importe.
-
Para las instalaciones tipo de biomasa, así como para las instalaciones eólicas IT-00660 al IT-00663, al
igual que lo estimado al cierre del ejercicio 2023, 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 2024 un pasivo neto derivado
del ajuste por desviaciones negativas de precios de mercado por importe de 23,6 millones de euros
correspondientes a las instalaciones eólicas tipo IT- 00658 a la IT-00663 (que en general aportan al cierre un
ajuste positivo, es decir, un activo de 5,0 millones de euros), así como las correspondientes al negocio de
biomasa (que aportan un pasivo de 28,6 millones de euros al cierre del ejercicio).
49
A 31 diciembre de 2023, el Grupo tenía registrados pasivos netos por esta naturaleza por importe de 45,2
millones de euros correspondientes a las instalaciones eólicas tipo IT-00660 al IT-00663 y a las instalaciones
tipo del negocio de biomasa (véase 11 y 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
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.
50
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.
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.
51
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.
52
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 estado de situación financiera 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 estado de
situación financiera consolidado 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 estado de situación
financiera consolidado adjunto de la siguiente forma: los activos en una única línea denominada “Activos no
corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas” y los pasivos también en una única línea
denominada “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”.
53
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.
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.
54
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 2024 y 2023 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.E y 4)
-
La vida útil de los activos materiales e intangibles (véase nota 3.2.A, 3.2.D, 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.K y 16).
-
Los costes futuros para el desmantelamiento de las instalaciones y restauración de terrenos (véase
nota 3.2.K 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.N 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).
-
Energía pendiente de facturación suministrada a los clientes en el negocio de comercializadora (véase
nota 3.2.M 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 notas 11, 20 y Anexo VI).
Estas estimaciones se realizaron utilizando la mejor información disponible a 31 de diciembre de 2024 y 2023
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
55
y reconociendo los efectos del cambio en la estimación en la cuenta de resultados consolidada del ejercicio
afectado.
Durante el ejercicio 2024 y 2023, no se han producido cambios significativos en las estimaciones contables
realizadas en el ejercicio anterior.
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 2024, no ha habido cambios en las políticas contables ni correcciones de errores.
56
-
4
. Inmovilizado material
El movimiento correspondiente a los ejercicios 2024 y 2023, 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
31.12.2022
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
Variaciones
por cambio
de perímetro
(8)
(407)
(4)
198
8
(213)
Altas /
Dotación
10
234
1
3
1.415
(476)
(40)
1.147
Bajas
(57)
(9)
40
196
170
Traspasos
(2)
281
(25)
(1)
(1.323)
383
79
(608)
Diferencias
de
conversión y
otros
489
(1)
39
(94)
(7)
426
Saldo a
31.12.2024
254
15.200
34
36
2.745
(6.469)
(459)
11.341
Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2024 y 2023 son los siguientes:
2024
2023
Inmovilizado Material
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Terrenos y construcciones
254
(159)
95
254
(161)
93
Instalaciones técnicas y maquinaria
15.200
(6.699)
8.501
14.660
(6.971)
7.689
Otras instalaciones
34
(27)
7
59
(33)
26
Otro inmovilizado
36
(29)
7
34
(28)
6
Anticipos e inmovilizado en curso
2.745
(14)
2.731
2.627
(22)
2.605
Total
18.269
(6.928)
11.341
17.634
(7.215)
10.419
El principal movimiento del ejercicio 2024 se corresponde con las altas del epígrafe “Anticipos e inmovilizado
en curso” debido a las inversiones en curso realizadas fundamentalmente en instalaciones de generación de
energía eólica en Australia, Canadá, España y Croacia; instalaciones de generación fotovoltaica en Australia,
Estados Unidos, India, España y República Dominicana; una instalación de biomasa en España; y sistemas de
almacenamiento de energía con baterías en Estados Unidos.
Además, en el presente ejercicio se han traspasado elementos del inmovilizado material, principalmente en la
partida de Instalaciones técnicas junto con su Amortización acumulada al epígrafe de Activos mantenidos para
la venta por valor de 604 millones de euros (ver nota 22).
57
Adicionalmente, se han producido bajas en variaciones de perímetro relacionadas con procesos de venta de
compañías del Grupo, principalmente el Subgrupo Acciona Saltos de Agua comentado en la nota 2.3.g, en el
epígrafe de Instalaciones técnicas junto con su amortización acumulada por valor de 210 millones de euros.
El principal aumento en la partida de Instalaciones técnicas y maquinaria se debe a la adquisición de dos
parques eólicos en funcionamiento en Estados Unidos denominados “Green Pastures” que incorporan un
inmovilizado material al Grupo por valor de 200 millones de euros.
Durante el ejercicio 2024 se ha traspasado el importe de 1.320 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 Red Tailed Hawk y Union en Estados Unidos, Escepar y
Peralejo en España y un parque eólico ubicado en Perú denominado San Juan de Marcona.
En el apartado Diferencias de conversión y otros del ejercicio 2024 se incluye principalmente el efecto positivo
de la variación del tipo de cambio del periodo que se ha generado fundamentalmente en las instalaciones
situadas en Estados Unidos, Chile, Perú y México, cuyos estados financieros se integran en dólares
estadounidenses, por haberse apreciado frente al euro en el ejercicio; por otro lado, las instalaciones
presentes en Australia y Canadá presentan efecto negativo debido a la depreciación de sus divisas frente al
euro en el ejercicio. Además, en este epígrafe se registran las variaciones en el activo relacionadas con las
provisiones de desmantelamiento de los parques del Grupo donde el principal efecto en este ejercicio es el
incremento en el valor de las provisiones por desmantelamiento en España, Estados Unidos y Perú (véase nota
16).
Durante el ejercicio 2024 las sociedades han activado como mayor valor del inmovilizado material gastos
financieros por importe de 108 millones de euros (66 millones de euros a 31 de diciembre de 2023 ) en las
instalaciones en construcción en Australia, Estados Unidos, España y Canadá principalmente (véase nota 27).
A 31 de diciembre de 2024, el Grupo tiene activos materiales inmovilizados que corresponden principalmente
a instalaciones de generación de energía eólica y solar fotovoltaica ubicadas en diversas zonas geográficas con
diversos entornos regulatorios. A 31 de diciembre de 2024, hay deterioros registrados por importe de 459
millones de euros (695 millones de euros a 31 de diciembre de 2023) 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, 271 millones de euros son no reversibles (306 millones de
euros a 31 de diciembre de 2023).
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 2024, se han registrado los siguientes importes en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada
en el epígrafe de Resultado por deterioro de activos:
Tecnología/Geografía
España
Internacional
Total
Hidraúlica
154
154
Eólica
(32)
(4)
(36)
Fotovoltaica
1
16
17
Biomasa
3
3
Desarrollo
(4)
(4)
Total
126
8
134
58
España
El Grupo ha registrado un deterioro por valor de 32 millones de euros como consecuencia del inicio de la
repotenciación de cinco parques eólicos en el área de Tahivilla, en la provincia de Cádiz, sin haber llegado al
final de la vida útil inicialmente estimada para los mismos.
Adicionalmente, se ha registrado una reversión de provisiones en activos hidráulicos por valor total de 154
millones de euros que corresponde, por una lado, a los activos hidráulicos de las filiales vendidas del Subgrupo
ASA (nota 2.3.g) por importe de 76 millones de euros, y por otro lado un importe de 78 millones de euros
relacionado con los activos hidráulicos de la filial Corporación Acciona Hidráulica, S.A., que actualmente se
encuentran mantenidos para la venta (nota 22), debido a los valores de mercados obtenidos en las ofertas
recibidas en cada momento.
Además, en el presente ejercicio, se ha actualizado los test de deterioro asociados a los activos de generación
de energía biomasa operativos ubicados en España debido a las modificaciones regulatorias comentadas en el
Anexo V, principalmente por la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva metodología de
actualización de la retribución a la operación de las instalaciones de generación de energía eléctrica cuyos
costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible. El resultado ha llevado a una
reversión de deterioro de inmovilizado por valor de 3 millones de euros.
Internacional
El Grupo cuenta con 6 plantas fotovoltaicas en Ucrania que entre ellas suman una potencia de 100 Mw. Tras
el estallido de la guerra en febrero de 2022, el Grupo realizó un test de impairment debido a la ley Marcial
aprobada en el país que limitaba tanto la producción como el cobro de la energía; además, las consecuencias
bélicas hicieron disminuir la normal producción de las plantas. Como consecuencia de ello, el Grupo registró
un deterioro de valor por importe de 35 millones de euros en las cuentas anuales consolidadas del ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2022.
En base a la positiva evolución tanto a nivel de producción, con una producción prácticamente similar a la
anterior de la guerra, como a nivel de flujo de caja, con unos cobros en el ejercicio en torno al 50% de la
facturación y una importante recuperación de importes no cobrados en los ejercicios anteriores, y todo ello a
pesar de que la situación bélica persiste, el Grupo ha decidido revaluar el deterioro de las plantas en el
presente ejercicio.
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, pero sin ninguna disminución a causa del
conflicto bélico.
-
Precios. El precio que obtienen las plantas se basa en un modelo feed in tariff referenciado al euro a
un precio fijo que finaliza en 2030. Posteriormente a esa fecha, las instalaciones reciben por la
59
producción generada el precio de mercado hasta el final de su vida útil, precio de mercado estimado
por la Dirección del Grupo en base a la información disponible actualmente. En el test realizado, la
cobrabilidad del año hasta el final del FeedInTariff se ha establecido en aproximadamente un 45% de
la facturación y una recuperación del importe restante no cobrado en el año a lo largo de los 3
ejercicios siguientes.
-
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 18,5%
(post-tax) y un 19,93% (pre-tax).
Del análisis realizado, el impacto ha sido una reversión de deterioro por valor de 16 millones de euros.
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%
1,0
0,50%
(0,9)
Curva de precios
-2,50%
(0,4)
2,50%
0,4
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 una menor reversión de
deterioro por valor de 0,9 millones de euros y mayor reversión por valor de 1 millón de euros,
respectivamente.
-
Asimismo, variaciones al alza y a la baja de un 2,5% en las tarifas del pool resultarían en una mayor
reversión por importe de 0,4 millones de euros y una menor reversión por importe de -0,4 millones
de euros respectivamente
-
Por último, variaciones al alza y a la baja de un 2% en la producción estimada de los activos resultarían
en una mayor reversión por importe de 1,1 millones de euros y una menor reversión por importe de
-1,1 millones de euros.
El importe de los activos materiales en explotación totalmente amortizados presentes en el actual epígrafe a
31 de diciembre de 2024 asciende a 170 millones de euros, estando la mayor parte de los mismos en uso (182
millones de euros a 31 de diciembre de 2023).
60
El principal movimiento del ejercicio 2023 se correspondió con las altas por las variaciones de perímetro,
principalmente relacionadas con las incorporaciones por el método de integración global de las sociedades
Energías Renovables Mediterráneas, S.A. en España y Moura Fabrica Solar, Lda. en Portugal.
Adicionalmente, las altas del epígrafe “Anticipos e inmovilizado en curso” se correspondieron 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 ejercicio anterior se traspasaron 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 anterior, se traspasaron 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 incluía principalmente el efecto de la
variación del tipo de cambio del periodo que se generó 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 en el
ejercicio.
Las sociedades del Grupo mantienen a 31 de diciembre de 2024 compromisos de adquisición de bienes de
inmovilizado material por importe de 468 millones de euros por las instalaciones eólicas, fotovoltaicas, de
almacenamiento de energía con baterías y de biomasa actualmente en construcción en Australia, Estados
Unidos, Canadá, India, España y República Dominicana, principalmente. La cantidad comprometida a 31 de
diciembre de 2023 ascendió a 802 millones de euros, principalmente en las instalaciones eólicas, fotovoltaicas
y de biomasa que estaban en construcción en Canadá, España, Estados Unidos, Australia y Croacia.
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.
A 31 de diciembre de 2024 el importe neto de activos materiales que se encuentran en garantía de deudas de
financiación asociadas a un proyecto específico en el presente epígrafe es de 941 millones de euros (1.082
millones de euros en 2023).
El Grupo mantiene hipotecados terrenos y edificios en garantía de préstamos concedidos, cuyo valor neto
contable en libros a 31 de diciembre de 2024 asciende a 15 millones de euros (19 millones de euros a 31 de
diciembre de 2023).
61
5. Arrendamientos
a)
Activos por Derechos de Uso
El movimiento habido durante los ejercicios 2024 y 2023 ha sido el siguiente:
.
Derechos de Uso
Terrenos y bienes
naturales
Construcciones
Instalaciones
técnicas
Maquinaria y
elementos de
transportes
Amortización
Total
Saldo a 31.12.2022
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
Variaciones por cambio de
perímetro
(9)
1
(8)
Altas / Dotación
56
3
4
(28)
35
Bajas
(5)
(3)
(7)
6
(9)
Traspasos
(2)
1
(1)
Diferencias de conversión y otras
12
(1)
(4)
7
Saldo a 31.12.2024
579
21
19
11
(130)
500
.
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 2024 provienen principalmente del reconocimiento de nuevos contratos de
alquiler en el epígrafe de “Terrenos y bienes naturales” por 45 millones de euros, fundamentalmente
asociados a parques eólicos y plantas fotovoltaicas ubicados en Estados Unidos e India; y por el reconocimiento
de nuevos contratos de alquiler en el epígrafe de “Construcciones” y “Elementos de transporte” por importe
de 5 millones de euros por nuevos contratos de alquiler de oficinas ubicados en Australia fundamentalmente,
y de vehículos en España, principalmente. 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) y/o ampliaciones de plazo.
Las principales bajas de contratos de arrendamiento se deben a rotación y/o finalización de los contratos de
arrendamiento de vehículos.
Las altas acaecidas en el 2023 provenían 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,
62
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).
Adicionalmente, el Grupo incorporó 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.
Además, en dicho ejercicio se traspasaron activos por derecho de uso, principalmente Terrenos junto con su
amortización acumulada, por valor de 10 millones de euros al epígrafe de Activos mantenidos para la venta
(ver nota 22).
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 2024 y 2023 es el siguiente en millones de euros:
2024
2023
Derechos de uso
Coste
Amortización
Total
Coste
Amortización
Total
Terrenos y bienes naturales
579
(104)
475
527
(80)
447
Construcciones
21
(10)
11
21
(8)
13
Instalaciones técnicas
19
(10)
9
20
(9)
11
Elementos de transporte
11
(6)
5
14
(9)
5
Total
630
(130)
500
582
(106)
476
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 1,1 millones de euros en el ejercicio 2024 (1,4
millones de euros en el ejercicio 2023) y por los contratos relativos a activos de bajo valor de 0,5 millones de
euros en ambos ejercicios.
En el ejercicio 2024, el Grupo ha registrado en la cuenta de pérdidas y ganancias gasto por intereses y por
amortización por importe de 36 y 28 millones de euros, respectivamente, asociados a estos contratos de
arrendamientos (31 y 26 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2023).
El importe total de salidas de efectivo por arrendamientos asciende a 49 millones de euros en ejercicio 2024
(48 millones de euros en el ejercicio 2023).
Durante los ejercicios 2024 y 2023, no han existido deterioros registrados en la cuenta de pérdida de ganancias
consolidada del Grupo.
63
b)
Obligaciones por arrendamiento no corrientes y corrientes
El saldo de pasivo asociado a contratos de arrendamiento, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se detalla a
continuación, en millones de euros:
2024
2023
Corriente
No corriente
Total
Corriente
No corriente
Total
Obligaciones por arrendamiento
18
538
556
19
495
514
Total pasivo por arrendamientos
18
538
556
19
495
514
El Grupo no cuenta con contratos de arrendamiento que contengan garantías de valor residual significativas.
El vencimiento de las “Obligaciones por arrendamiento” del Grupo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el
siguiente en millones de euros:
2024
2023
Vencimiento
Valor nominal
Valor nominal
Menos de un año
51
47
Entre uno y cinco años
200
184
Más de cinco años
881
822
Total
1.132
1.053
.
6. Fondo de comercio
El movimiento correspondiente al ejercicio 2023 en este capítulo del estado de situación financiera
consolidado adjunto 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
64
El movimiento correspondiente al ejercicio 2024 en este capítulo del estado de situación financiera
consolidado adjunto ha sido, en millones de euros, el siguiente:
Saldo a
31.12.2023
Altas
Deterioros
Variación del
perímetro
Otras
variaciones
Saldo a
31.12.2024
Subgrupo Solideo
13
13
Total
13
--
--
--
--
13
En relación al fondo de comercio registrado, a 31 de diciembre de 2024 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 2024 y 2023 ha sido el siguiente:
Otros activos intangibles
Desarrollo
Concesiones
Otros
Aplicaciones
informáticas
Amortización
Provisiones
Total
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
Variación de perímetro
(11)
1
(10)
Altas / Dotación
1
10
19
(32)
(2)
Bajas
(1)
(1)
Traspasos
(19)
3
(16)
Diferencias de conversión y otras
8
(1)
(4)
3
Saldo a 31.12.2024
20
293
5
76
(200)
(1)
193
.
Los saldos netos por epígrafes al cierre de los ejercicios 2024 y 2023 son los siguientes:
2024
2023
Otros activos intangibles
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Desarrollo
20
(12)
8
19
(11)
8
Concesiones
293
(143)
150
306
(124)
182
Otros
5
(4)
1
5
(2)
3
Aplicaciones informáticas
76
(42)
34
58
(32)
26
Total
394
(201)
193
388
(169)
219
65
El desglose del epígrafe de concesiones a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es el siguiente:
2024
2023
Concesiones
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Coste
Amortización y
provisiones
Total
Concesiones intangibles (CINIIF12)
119
(65)
54
111
(55)
56
Otras concesiones
174
(78)
96
195
(69)
126
Total
293
(143)
150
306
(124)
182
El epígrafe “Concesiones” incluye, principalmente, aquellos activos concesionales en los que el riesgo de
recuperación del activo es asumido por el Grupo, como 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 a nivel atribuible 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 2024 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 República Dominicana y
Filipinas) y con aplicaciones informáticas que tienen como objetivo la mejora en los procesos de digitalización
de gestión de la energía que está llevando a cabo el Grupo en España, principalmente.
Igualmente, cabe destacar los traspasos realizados con destino al inmovilizado material en relación con
derechos expectantes asociados por valor de 13 millones de euros, debidos, principalmente, a la puesta en
marcha del parque eólico San Juan de Marcona en Perú, por 10 millones de euros. Además, se han traspasado
activos intangibles por un valor neto de 3 millones de euros desde el epígrafe de Concesiones a Activos
mantenidos para la venta (ver nota 22).
En cuanto al ejercicio 2023, cabe destacar 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 República Dominicana. Adicionalmente, se registra ron traspasos con
destino al inmovilizado material por importe total neto de 6 millones de euros referentes a derechos
expectantes asociados, principalmente a la puesta en marcha de las plantas fotovoltaicas de Bolarque en
España y Calabaza en República Dominicana. Además, se traspasaron activos intangibles por valor de 1 millón
de euros al epígrafe de Activos mantenidos para la venta (ver nota 22).
66
El importe de los activos intangibles en explotación totalmente amortizados presentes en este epígrafe a 31
de diciembre de 2024 asciende a 48 millones de euros, estando la mayor parte de los mismos en uso (44
millones de euros a 31 de diciembre de 2023).
Durante el ejercicio 2024 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 2024.
8. Participación en empresas asociadas
El movimiento existente en este epígrafe del estado de situación financiera consolidado adjunto durante los
ejercicios 2024 y 2023 es el siguiente:
Sociedad participada
Saldo a 31.12.23
Participación en
resultados antes de
impuestos
Dividendo
Efecto impositivo
y otras
variaciones
Saldo a 31.12.24
Parques Eólicos de Buio, S.L.
65
2
(16)
(1)
50
Grupo Cathedral Rocks
16
1
(1)
16
Parque Eólico de Bobia y San Isidro, S.L.
5
1
(1)
5
Blue Canyon Winpower, LLC
1
(1)
--
Grupo Energy Corp. Hungary
2
(2)
--
Parque Eólico Adraño, S.L.
19
2
(5)
16
Grupo Eurovento
1
1
Alsubh Solar Power, S.A.E.
5
5
Sunrise Energy, S.A.E.
6
6
Rising Sun Energy, S.A.E.
5
1
6
AT Solar V, SAPI de CV
13
(7)
4
10
Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V.
16
(5)
3
14
Parque Eólico de Abara, S.L.
9
3
12
Power to Green Hydrogen Mallorca, S.L.
14
14
Eolink, S.A.S.
5
5
The Blue Circle, Pte. Ltd.
29
(4)
2
27
Nordex H2, S.L.U.
41
9
50
Medwind Energy, S.L.
29
(23)
6
Otros
8
1
(1)
2
10
Total participaciones entidades asociadas
289
(10)
(46)
20
253
67
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
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 y las diferencias de conversión, que ascienden a 4,2 millones de
euros a 31 de diciembre de 2024 (3,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2023).
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.
En el ejercicio 2024 no se han producido variaciones significativas en este epígrafe.
Las principales variaciones registradas en el ejercicio 2023 fueron las operaciones de compra de las sociedades
Med Wind Energy, S.L. y Amper Central Solar, Lda.
68
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 2024 y
2023:
Total 2024
Total 2023
ACTIVO
Activos no corrientes
583
544
Activos corrientes
89
126
Total activo
672
670
PASIVO
Patrimonio Neto
253
289
Pasivos no corrientes
308
325
Pasivos corrientes
112
56
Total pasivo y patrimonio neto
673
670
RESULTADO
Importe neto de la cifra de negocios
75
204
Beneficio antes de impuestos
(10)
81
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 2024 y 2023 en relación con estas participaciones conjuntas, se resumen a
continuación:
2024
2023
Empresas
U.T.E. y Comunidad
de bienes
Empresas
U.T.E. y Comunidad
de bienes
Importe neto de la cifra de negocios
9
11
9
16
Beneficio bruto de explotación
(3)
(1)
(2)
3
Beneficio neto de explotación
(6)
(1)
(5)
3
Activos no corrientes
28
14
30
13
Activos corrientes
8
0
8
4
Pasivos no corrientes
18
16
27
17
Pasivos corrientes
19
4
19
5
No existen participaciones en operaciones conjuntas que sean significativas para el Grupo.
69
10. Activos financieros no corrientes y corrientes
El desglose del saldo de este capítulo del estado de situación financiera consolidado a cierre del ejercicio 2024
y 2023, presentado por naturaleza y categorías a efectos de valoración, es el siguiente:
31.12.2024
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 (Nota 19)
Total
Instrumentos de patrimonio
--
Otros créditos con empresas del
Grupo y asociadas
81
81
Derivados
24
24
Otros activos financieros
20
20
Largo plazo / no corrientes
--
--
101
24
125
Otros créditos con empresas del
Grupo y asociadas
40
40
Otros créditos
38
38
Derivados
23
23
Otros activos financieros
46
46
Corto plazo / corrientes
--
--
124
23
147
Total
--
--
225
47
272
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 (Nota 19)
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
En el epígrafe de “Otros créditos” a 31 de diciembre de 2024 y 2023 se registran principalmente depósitos
que están pignorados en cumplimiento de las cláusulas de garantía de los contratos de financiación de
proyectos de cada una de las instalaciones en explotación, remunerados a tipos de interés de mercado (véase
nota 17). Durante los ejercicios 2024 y 2023 las principales variaciones se deben fundamentalmente a las
70
dotaciones y liberaciones de fondos de 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.
Adicionalmente, en el presente ejercicio se han reclasificado un importe de 22 millones de euros al epígrafe
de Activos no corrientes mantenidos para la venta (ver nota 22)
En el epígrafe “Otros créditos con empresas del Grupo y asociadas” se incluyen, fundamentalmente, los
créditos concedidos a sociedades que se integran por el método de participación, no eliminados en el proceso
de consolidación y que devengan intereses anuales a tipos de mercado. El valor de mercado de estos activos
no difiere sustancialmente del valor contabilizado.
A 31 de diciembre de 2024 figura registrado en el epígrafe de “Otros activos financieros” del activo no
corriente un importe de 17,7 millones de euros que corresponde a importes desembolsados en el presente
ejercicio por sociedades del Grupo a Red Eléctrica Española con motivo de la resolución adoptada sobre la
verificación de la energía exenta del mecanismo de minoración del periodo comprendido entre 16 de
septiembre de 2021 y 31 de marzo de 2022 por la CNMC por la que modifica el total de energía cubierta. Esta
resolución se encuentra recurrida ante las instancias judiciales y la dirección del Grupo estima que es probable
que finalmente se recuperen los importes liquidados y por tanto el Grupo no sufra un quebranto patrimonial
como consecuencia de la misma (véase Anexo V).
Este epígrafe “Otros activos financieros” recoge en el corto plazo, principalmente, los depósitos y fianzas
entregadas por el Grupo, entre las que destacan las entregadas por la sociedad filial 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 2024 no hay que resaltar ninguna variación significativa en los saldos que componen este
capítulo del estado de situación financiera 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 2024 y 31 de diciembre de 2023 es la siguiente:
.
71
2024
2023
Deudores a largo plazo
132
26
Derivados
107
119
Periodificaciones a largo plazo
17
9
Total deudores a largo plazo y otros activos no corrientes
256
154
.
El epígrafe “Deudores a largo plazo” a 31 de diciembre de 2024 incluye 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 33,5 millones de euros (26,2 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). Adicionalmente,
en este apartado se recoge el activo acumulado derivado del ajuste por desviaciones en los precios de mercado
establecido en la regulación española para los activos de generación renovable para el presente semiperiodo
regulatorio (correspondiente a los ejercicios 2023 y 2024). A 31 de diciembre de 2024 el importe registrado
por este concepto es de 98,8 millones de euros (véase Nota 3.2.l).
Por otra parte, el epígrafe “Derivados” incluye el valor razonable correspondiente a derivados de compraventa
de energía en diferentes países, principalmente:
-
14,7 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 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 2023 se encontraban
registrados 19,8 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.
-
73,8 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 correspondientes al valor razonable de derivados
sobre commodities contratados por filiales del Grupo en Australia, Estados Unidos, Canadá y Polonia
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 (80,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2023).
Estos contratos se valoran a mercado .
-
18,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 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 (19,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023). 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 43,5 millones de euros, del cual se han neteado 24,9 millones de euros a 31 de diciembre
de 2024. A 31 de diciembre de 2023 el importe bruto ascendía a 45,1 millones de euros, del cual
fueron neteados 26 millones de euros.
72
12. Existencias
La composición de las existencias del Grupo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente:
2024
2023
Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales
219
194
Anticipos entregados
16
19
Provisiones
(35)
(38)
Total existencias
200
175
En el epígrafe “Materias primas, otros aprovisionamientos y existencias comerciales” se encuentran
registrados, 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 reversiones por correcciones valorativas de 3 millones de euros (5 millones de euros de dotaciones
en el ejercicio 2023).
13. Deudores comerciales y otras cuentas por cobrar
La composición del saldo a 31 de diciembre de 2024 y 2023 es la siguiente:
.
2024
2023
Clientes por ventas y prestaciones de servicios
434
731
Deudores, empresas del Grupo (Nota 32)
172
105
Deudores, empresas asociadas (Nota 32)
22
17
Deudores varios
20
25
Derivados (Nota 19)
14
14
Provisiones
(36)
(24)
Total saldo deudores comerciales y otras cuentas a
cobrar
626
868
Anticipos de clientes
(1)
(3)
Total saldo neto a 31 de diciembre
625
865
.
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 2024 un importe de 147 millones de euros (137
millones de euros al cierre del ejercicio 2023). 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 137 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 (86 millones de euros a 31 de diciembre
73
de 2023) 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:
2024
2023
Fecha factura hasta 3 meses
401
701
Fecha factura entre 3 y 6 meses
4
6
Fecha factura superior a 6 meses
29
24
Total
434
731
Facturas vencidas a más de 3 meses no provisionadas
6
6
Asimismo, el movimiento de la provisión por pérdidas de valor de las cuentas a cobrar al 31 de diciembre de
2024 y 2023 es el siguiente:
2024
2023
Saldo inicial
(24)
(13)
Aumento de provisión por deterioro de valor de cuentas a cobrar
(14)
(11)
Disminución de importes incobrados
1
Disminución de importes cobrados
1
Saldo final
(36)
(24)
.
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 2024 y 2023 es la siguiente:
2024
2023
Tesorería
426
667
Depósitos y otros
69
69
Total tesorería y equivalentes
495
736
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.
74
No existen restricciones de disponibilidad sobre los saldos de tesorería y equivalentes adicionales al
comentado en el párrafo anterior.
Durante los ejercicios 2024 y 2023, 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
Con fecha 21 de junio de 2024 se ha ejecutado el acuerdo adoptado el 6 de junio de 2024 por la Junta General
de Accionistas de la Sociedad Dominante, por el que se reduce el capital social de la Sociedad Dominante en
4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759 acciones propias de un euro de valor nominal cada
una, adquiridas al amparo del Programa de Recompra de Acciones y cuya finalidad era la de reducir capital
mediante la amortización de acciones y, en menor medida, cumplir las obligaciones que puedan derivarse de
los Programas de Entrega de Acciones a consejeros ejecutivos, directivos y empleados del Grupo. Tras esta
operación el capital de la Sociedad Dominante queda representado por 324.761.830 acciones ordinarias de
un euro de valor nominal cada una, íntegramente suscritas y desembolsadas, pertenecientes a una única clase
y serie, que otorgan a sus titulares los mismos derechos.
A 31 de diciembre de 2024 el accionista mayoritario de la Sociedad Dominante es
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 88,34% 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 2024 y 2023 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
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
75
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:
2024
2023
Prima de emisión
2.600
2.600
Reserva legal
66
66
Reservas voluntarias
1.706
1.763
Reservas sociedades. consolidadas integración global o proporcional
776
710
Reservas sociedades puestas en equivalencia
(73)
(46)
Subtotal Reservas
5.075
5.093
Diferencias de conversión
95
(27)
Total Reservas
5.170
5.066
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 2024 y 2023 ha sido el siguiente:
2024
2023
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Saldo inicial
2.642.747
69
130.951
4
Altas
5.504.324
111
3.057.275
100
Bajas
(5.520.340)
(112)
(3.058.344)
(100)
Movimientos contrato de liquidez
(16.016)
(1)
(1.069)
--
Reducción de capital
(4.488.759)
(106)
--
--
Altas
2.426.070
56
2.512.865
65
Bajas
(199.880)
(9)
Resto de movimientos
2.226.190
47
2.512.865
65
Saldo final
364.162
9
2.642.747
69
76
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.
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, la Sociedad ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias
acciones en los ejercicios 2023 y 2024, finalizando el mismo el 27 de febrero de 2024. Con fecha 27 de junio
de 2024 se ha inscrito en el Registro Mercantil el acuerdo adoptado el 6 de junio de 2024 por la Junta General
de Accionistas de la Sociedad Dominante, por el que se reduce el capital social de la Sociedad Dominante en
4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759 acciones propias de un euro de valor nominal cada
una, adquiridas al amparo de este Programa.
Durante el ejercicio 2024, el resultado negativo registrado en reservas y procedente de las operaciones con
acciones propias realizadas al amparo del contrato de liquidez ha ascendido a 0,6 millones de euros (0,1
millones de euros de resultado negativo en el ejercicio 2023).
En el marco del Plan de Entrega de Acciones y del Plan de Sustitución de retribución variable a directivos de la
Sociedad, se han dado de baja 199.880 títulos registrando un resultado negativo de 0,9 millones de euros en
reservas (116.595 títulos y un beneficio en reservas de 0,4 millones de euros en ejercicio 2023).
77
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 2024 y 2023
es el siguiente:
2024
2023
Reservas
consolidadas
Diferencias de
conversión
Reservas
consolidadas
Diferencias de
conversión
Corporación Acciona Energías Renovables, S.L.U.
69
12
704
18
Subgrupo Acciona Energía
(23)
(12)
181
(54)
Subgrupo Ceólica Hispania
371
(256)
(1)
Subgrupo Alabe Sociedad de Cogeneración
137
138
Subgrupo Ineuropa de Cogeneración
(27)
(27)
Subgrupo Acciona Saltos de Agua
(66)
Corporación Acciona Eólica, S.L.U.
53
8
Corporación Acciona Hidráulica, S.L.U.
74
10
Acciona Eólica de Galicia, S.A.U.
8
11
KW Tarifa, S.A.U.
7
3
Acciona Energía Financiación Filiales, S.A.
32
103
(43)
10
Acciona Energía Financiación Filiales Australia PTY LTD
4
(8)
1
Otros
(2)
(0)
Total
703
95
664
(27)
Ninguna de las sociedades participadas directa o indirectamente por la Sociedad Dominante tiene admitidas
a cotización sus acciones y/o participaciones.
e) Ajustes en patrimonio por valoración
◾
Cobertura de los flujos de efectivo
Este apartado, incluido dentro del epígrafe “Ganancias acumuladas” del estado de situación financiera
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).
78
El movimiento del saldo de este epígrafe a lo largo de los ejercicios 2024 y 2023 se presenta a continuación:
2024
2023
Saldo a 1 de enero
32
161
Incrementos de valor en el ejercicio
115
276
Decrementos de valor en el ejercicio
(361)
(274)
Traspaso a resultados del ejercicio
(30)
(131)
Saldo a 31 de diciembre
(244)
32
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 (véase nota 19).
f) Intereses minoritarios
El saldo incluido en este capítulo del estado de situación financiera 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 se presenta la participación de dichos accionistas minoritarios en los
resultados del ejercicio.
El movimiento habido en los ejercicios 2024 y 2023, en millones de euros, es el siguiente:
Sociedad
Saldo a 31.12.23
Resultado
ejercicio 2024
Variaciones de
perímetro y
aportaciones
Diferencias de
conversión y
otros
Saldo a 31.12.24
Grupo Acciona Energía Internacional
374
27
(21)
380
Compañía Eólica Granadina, S.A.
2
1
1
4
Eólica de Villanueva, S.L.
1
1
(1)
1
Eólica de Zorraquín, S.L.
2
2
Energías Renovables Mediterraneas, S.A.
(1)
1
Otros
5
2
1
(1)
7
Total Intereses Minoritarios
384
30
1
(21)
394
Sociedad
Saldo a 31.12.22
Resultado
ejercicio 2023
Diferencias de
conversión y
otros
Saldo a 31.12.23
Grupo Acciona Energía Internacional
374
29
(29)
374
Compañía Eólica Granadina, S.A.
6
(4)
2
Eólica de Villanueva, S.L.
1
1
Eólica de Zorraquín, S.L.
2
2
Energías Renovables Mediterraneas, S.A.
12
(12)
Otros
8
2
(5)
5
Total Intereses Minoritarios
391
43
(50)
384
79
A 31 de diciembre de 2024, 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 38 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 2024 y 31 de diciembre de 2023, por conceptos,
referidos a este epígrafe del estado de situación financiera consolidado adjunto es, en millones de euros, el
siguiente:
2024
2023
Sociedad
Capital y
Reservas
Resultado
Total
Capital y
Reservas
Resultado
Total
Grupo Acciona Energía Internacional
353
27
380
345
29
374
Compañía Eólica Granadina, S.A.
3
1
4
2
2
Eólica de Villanueva, S.L.
1
1
1
1
Eólica de Zorraquín, S.L.
2
2
2
2
Energías Renovables Mediterraneas, S.A.
1
(1)
(12)
12
Otros
6
2
8
3
2
5
Total Intereses Minoritarios
365
30
395
341
43
384
80
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:
31.12.2024
Subgrupo Acciona Energía
Internacional
% Minoritarios
25,00%
ACTIVO
Activo no corriente
1.982
Activos corrientes
425
Total Activo
2.407
PASIVO
Patrimonio Neto
1.019
Patrimonio Neto Atribuido
852
Intereses minoritarios
167
Pasivos no corrientes
1.063
Pasivos corrientes
325
Total Pasivo
2.407
RESULTADO
Cifra de negocios
454
Bº de explotación
178
Rdo. antes de impuestos
115
Rdo. después de impuestos
80
Rdo. atribuido a intereses minoritarios
(10)
Rdo. atribuido a la sociedad dominante
71
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
Cash-flow de actividades de explotación
190
Cash-flow de actividades de inversión
(10)
Cash-flow de actividades de financiación
(194)
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)
.
81
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 acciones 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.
El nivel de apalancamiento obtenido a 31 de diciembre de 2024 y 2023 se muestra a continuación:
31.12.2024
31.12.2023
Deuda financiera neta:
4.076
3.726
1.188
1.510
2.332
2.325
538
495
369
103
273
165
18
19
(642)
(891)
Patrimonio neto:
6.237
6.234
5.843
5.850
394
384
Apalancamiento
0,65
0,60
.
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.
82
16. Provisiones y litigios
a)
Provisiones no corrientes
El movimiento del epígrafe “Provisiones no corrientes” del pasivo del estado de situación financiera
consolidado, desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, es el
siguiente:
Provisión para
pensiones y
obligaciones similares
Provisiones para
riesgos y gastos
Provisión
responsabilidades
Total
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
Altas y dotaciones
1
9
(1)
9
Bajas
(1)
(1)
Traspasos
(1)
(21)
(22)
Otras variaciones
173
(1)
172
Saldo a 31.12.24
6
346
--
352
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.
Provisiones para pensiones y obligaciones similares
Dentro del epígrafe del estado de situación financiera 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 74 personas (79 personas en el ejercicio 2023), de los cuales 36
83
trabajadores se encuentran ya prejubilados o jubilados (34 empleados al cierre del ejercicio 2023). 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 2024 y 2023:
2024
2023
Tipo de interés
3,52%
3,39%
Tablas de mortalidad
PERM / F2020
PERM / F2020
Rendimiento esperado de activos
3,52%
3,39%
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 2024 y 2023:
2024
2023
Pasivo actuarial inicial
1
1
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 2024 y 2023:
2024
2023
Activo actuarial inicial
1
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 84 empleados (88 empleados en el ejercicio 2023).
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 2024:
2024
2023
Tipo de interés
10,00%
9,85%
Tablas de mortalidad
EMSSA-09
EMSSA-09
Revisión salarial
6,00%
5,00%
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 2024:
2024
2023
Pasivo actuarial inicial
2
2
Coste devengado en el ejercicio
Pasivo actuarial final
2
2
84
en su totalidad con compromisos de prestación definida localizados en España y México.
pensiones de prestación definida ascienden al cierre del ejercicio 2024 a un importe de 0,5 millones de
euros (0,4 millones de euros en 2023), 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.
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 2,6 millones de euros
a 31 de diciembre de 2024 (3,1 millones de euros a 31 de diciembre de 2023).
Las variaciones actuariales registradas derivadas de estos otros conceptos asciende a un beneficio de 0,1
millones de euros en el ejercicio 2024 (1,3 millones de euros de beneficio en el ejercicio 2023).
Estos pasivos corresponden en su totalidad a expedientes firmados por sociedades del Grupo en España y
México.
Provisiones para riesgos y gastos
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables opera en una diversidad de países con regulaciones
sectoriales muy específicas. En el curso normal de los negocios que desarrolla, se ve expuesto a litigios
relacionados con dichas actividades y que responden, fundamentalmente, a reclamaciones de carácter fiscal,
reclamaciones relativas a defectos de construcción de las obras realizadas, discrepancias en la prestación de
servicios y por desmantelamiento de las instalaciones de energía renovable operativas, entre otros. Parte de
estos riesgos se cubren mediante contratos de seguro y para el resto de los riesgos identificados se realiza la
correspondiente provisión.
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 los proyectos 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 2024, se presenta
un saldo por este concepto de 346 millones de euros (186 millones a 31 de diciembre de 2023).
85
El principal movimiento acaecido en el ejercicio 2024 respecto del ejercicio anterior deriva de las
incorporaciones realizadas (presentes en el epígrafe de “otras variaciones”) por nuevos MW instalados,
fundamentalmente en Estados Unidos y Perú así como en España, en este caso como consecuencia de la
evolución y las nuevas medidas adoptadas en materia de política medioambiental que se están tomando en
consideración, como por ejemplo las medidas tomadas por el Gobierno gallego respecto de la obligación de
repotenciación fundamentado en la promoción de beneficios sociales y económicos para su territorio (véase
Anexo V). En este sentido, el Grupo Corporación Acciona Energías Renovables ha adaptado criterios más
restrictivos en la evaluación de sus compromisos de desmantelamiento de instalaciones en zonas de alta
sensibilidad medioambiental adaptándolos así a su fuerte compromiso con respecto a la protección de la
biodiversidad y la preservación de los ecosistemas.
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
Canadá
4,40%
2,20%
España
3,00%
2,00%
Estados Unidos
3,96 - 4,85%
2,60%
India
8,00%
6,00%
Italia
3,90%
2,00%
México
4,18%
2,50%
Polonia
5,80%
2,70%
Portugal
2,79 - 3,15%
2,00%
.
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 2024 y 2023.
86
b)
Provisiones corrientes
El movimiento del epígrafe “Provisiones corrientes” del pasivo del estado de situación financiera consolidado,
desglosado por conceptos y en millones de euros, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, es el siguiente:
Otras provisiones
Total
Saldo a 31.12.22
4
4
Altas y dotaciones
4
4
Bajas
(3)
(3)
Saldo a 31.12.23
5
5
Altas y dotaciones
1
1
Bajas
(3)
(3)
Saldo a 31.12.24
3
3
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.
c)
Litigios
La sociedad polaca Golice Wind Farm Sp. z.o.o. se encuentra a la fecha de formulación de estas cuentas anuales
consolidadas en disputa con su cliente principal (ENEA) sobre la rescisión unilateral practicada por este último
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 (aproximadamente 11,6 millones de euros), intereses de demora
incluidos. El 21 de febrero de 2022 el tribunal de apelación confirmó 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.
87
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 y cuyo recurso se limita a los flujos y activos del deudor, a 31 de diciembre
de 2024 y 2023, en millones de euros, es el siguiente:
2024
2023
Concepto
No corriente
Corriente
No corriente
Corriente
Deuda con entidades de crédito sin recurso:
136
49
303
70
Financiación de proyectos
118
42
280
61
Otras deudas asociadas a proyectos
18
7
23
8
Hipotecarios para financiación de inmovilizado
1
Deuda con entidades de crédito con recurso:
1.052
320
1.207
33
Otras deudas con recurso asociadas a proyectos
1.052
320
1.207
33
Total deudas con entidades de crédito
1.188
369
1.510
103
Durante los ejercicios 2024 y 2023, 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 BBSY para
deuda en dólares australianos y el SOFR para deudas en dólares de los Estados Unidos, como índices más
relevantes fuera de la Zona Euro. Una parte importante de la deuda del Grupo Corporación Acciona Energías
Renovables se ha emitido directamente a tipo fijo o se encuentra cubierta mediante derivados financieros con
el 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, en ocasiones, realizada mediante la figura del “Project Finance” o financiación aplicada
a proyectos. El servicio de deuda de estos créditos o 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 2024 el epígrafe “Financiación de proyectos” corrientes y no corrientes presenta una
disminución neta de 181 millones de euros que se corresponde por un lado con las amortizaciones
programadas de este tipo de préstamos, así como el efecto positivo de las diferencias de conversión del
período, y por otro lado con el traspaso a la cuenta de “Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta”
de los saldos de dos sociedades sudafricanas por importe de 128 millones de euros (véase nota 22).
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 la
88
firma de un préstamo verde con un indicador de impacto local con cinco entidades financieras por importe de
452,6 millones de dólares australianos, con un plazo de 15,5 años, con cobertura de CESCE. El préstamo está
destinado a financiar la construcción del parque fotovoltaico Aldoga, con una capacidad instalada total de 388
MW, localizado en el estado de Queensland, Australia.
En los últimos años, las operaciones de financiación con recurso más relevantes llevadas a cabo han sido las
siguientes:
-
El 26 de mayo de 2021, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. suscribió, con un sindicato de
bancos, un contrato de financiación sostenible con indicador de impacto local 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. 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, con fecha de vencimiento el 26 de mayo de 2028.
-
En noviembre de 2022, la filial Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. suscribió, con un sindicato de
bancos, una línea de crédito sostenible con indicador de impacto local, por un importe total de 450
millones de euros garantizado por su matriz Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. Tras
firmarse dos extensiones de plazo, el vencimiento del crédito se ha fijado en noviembre de 2027.
-
En el mes de diciembre de 2022, la filial australiana Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty.
Ltd. firmó una operación de financiación sindicada verde con un indicador de impacto local de 400
millones de dólares australianos a tres años. Esta operación cuenta con un tramo préstamo (300
millones de dólares australianos) y un tramo de crédito revolving (100 millones de dólares
australianos), con vencimiento en diciembre de 2025.
-
También en diciembre de 2022, la filial MacIntyre Wind Farm Pty Ltd firmó un préstamo verde con un
indicador de impacto local con seis entidades financieras por importe de 1.098 millones de dólares
australianos, con un plazo de aproximadamente 16 años, con cobertura de CESCE bajo su nueva
“póliza verde”. El periodo de disposición de este préstamo es de 24 meses y su finalidad es la
construcción del parque eólico de MacIntyre en el estado australiano de Queensland. Este préstamo
fue novado en diciembre de 2023 para reflejar el cambio de acreditada, siendo la nueva acreditada
Acciona Energía Financiación Filiales Australia Pty. Ltd.
-
En noviembre de 2023 se firmó 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 noviembre de 2024 se ha firmado una extensión de este
crédito y la fecha actual vencimiento es noviembre 2027.
89
La principal variación de la deuda con recurso contemplada en el epígrafe Otros préstamos y créditos bancarios
en el ejercicio 2024 se corresponde con el incremento neto de 132 millones de euros que viene motivado
principalmente por el desembolso de nuevas operaciones contratadas durante el ejercicio y las disposiciones
de financiaciones concedidas en ejercicios anterior es. Todos estos contratos están remunerados a tipos de
interés de mercado.
A 31 de diciembre de 2024 las sociedades del Grupo tenían concedida financiación no dispuesta por importe
de 1.969 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 2024 el ajuste de riesgo de crédito ha supuesto una menor valoración de los derivados
por 0,6 millones de euros, que se ha registrado por un lado como una menor deuda con entidades de crédito
por importe de 0,4 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 0,4 millones de euros.
En relación con determinados contratos de préstamo, ciertas 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 2024 y 2023 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 2024 y 2023, 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 2024 es el siguiente:
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Años siguientes
Total
338
204
175
171
79
59
522
1.548
.
90
b)
Obligaciones y bonos
A continuación, se muestra un detalle a 31 de diciembre de 2024 y 2023, 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 2024 y 2023:
31.12.24
(Millones de Euros)
Saldo
31.12.2023
Emisiones
Recompras o
Reembolsos
Ajustes por
tipo de
cambio, var
perim y otros
Saldo
31.12.2024
Valores representativos de deuda emitidos en un estado miembro
de la Unión Europea, que han requerido del registro de un folleto
informativo
2.135
939
(846)
13
2.241
Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un
estado miembro de la Unión Europea (con recurso)
181
12
193
Otros valores representativos de deuda emitidos fuera de un
estado miembro de la Unión Europea (sin recurso)
174
(14)
11
171
Total corriente y no corriente
2.490
939
(860)
36
2.605
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
En el ejercicio 2024, la principal variación en este epígrafe en la línea de Emisiones se corresponde con la
emisión de ECP (pagarés) en Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. por un total de 939 millones de euros,
bajo el programa Euro Commercial Paper (ECP) que se describe más adelante. La línea de Amortizaciones
recoge principalmente la amortización a su vencimiento de pagarés por importe de 846 millones de euros en
Acciona Energía Financiación Filiales, S.A. así como los repagos de deuda correspondiente a los bonos de las
filiales mexicanas.
La línea Otras variaciones se corresponde principalmente con intereses devengados pendientes de pago, así
como con las diferencias de conversión que se han producido principalmente en las emisiones de bonos
realizadas en moneda distinta del euro.
A 31 de diciembre de 2024, los detalles de las emisiones que componen el saldo de este epígrafe son las
siguientes:
91
-
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 2024
los saldos no corrientes y corrientes pendientes de vencimiento netos de los costes de transacción
y considerando los intereses devengados no pagados ascienden a 154 y 17 millones de euros
respectivamente (160 y 14 millones de euros en el ejercicio 2023)
-
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 16 de julio de 2024.
Este programa inscrito en Euronext Dublín está suscrito por Acciona Energía Financiación Filiales,
S.A., 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 2024, el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de
217,2 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 estado de situación
financiera 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 23 de julio de 2024. Este programa
cuenta con la garantía de su matriz, Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. y tiene un
límite por importe de 3.000 millones de euros. Las agencias de calificación crediticia Fitch y DBRS
han otorgado al programa los “ratings” BBB- y BBB 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, podrán
devengar intereses fijos o variables, tener diferentes fechas de vencimiento de intereses y
principal, emitirse a la par, con prima o bajo pa
r.
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 realizaron dos nuevas
emisiones bajo este programa. En abril de 2023 se procedió 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
realizó 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 conforme
al Marco de Financiación de Impacto Sostenible del Grupo vigente en cada periodo. Asimismo,
están plenamente alineadas con los Principios de Bonos Verdes de la ICMA (International Capital
92
Market Association), actualizados en 2021, y sus
Use of Proceeds
taxonomía de actividades sostenibles de la Unión Europea.
A 31 de diciembre de 2024 el saldo total registrado por las emisiones contra este programa es de
1.986,4 millones de euros netos de los costes de transacción y registrado en la parte no corriente
del estado de situación financiera consolidado. Los intereses devengados no pagados se
encuentran registrados en la parte corriente del estado de situación financiera 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 2024 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 2024
es el siguiente:
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Años siguientes
Total
236
19
522
24
27
1.030
728
2.586
.
c)
Otra información referente a la deuda
A 31 de diciembre de 2024 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 4,92% (4,23% a 31 de diciembre
de 2023).
Durante el ejercicio 2024, el porcentaje de deuda no sujeta a volatilidad de tipos de interés se ha situado en
un 54% (un 59% en el ejercicio 2023).
A continuación, se presenta la composición de la deuda financiera en moneda diferente a la funcional a 31 de
diciembre de 2024 y 2023 clasificada en función de las principales monedas en las que opera el Grupo
(importes en millones de euros):
Moneda
2024
2023
Dólar estadounidense
939
500
Dólar australiano
886
880
Rupia india
128
31
Dólar canadiense
21
24
93
A continuación, se incluye, en millones de euros, una conciliación del valor en libros de la deuda financiera
excluyendo NIIF16 distinguiendo separadamente los cambios que generan flujos de aquellos que no lo
hacen:
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
Flujo de entrada de efectivo
1.275
Flujo de salida de efectivo
(779)
Traspasos desde mantenidos venta (nota 22)
(477)
Variación derivados
16
Diferencias de conversión y otros
25
Saldo a 31.12.24
4.162
.
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.
a)
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.
94
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 de la Dirección Financiera respecto de la evolución de los tipos de interés y los
requerimientos de cobertura de la financiación asociada a cada proyecto, se realizan las operaciones de
cobertura adecuadas que mitiguen estos riesgos y permitan alcanzar la rentabilidad esperada. 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 Acciona es
fundamentalmente el Euribor para operaciones en euros, el Term SOFR o SOFR para operaciones en dólares
americanos y el BBSY para operaciones en dólares australianos. En el caso de proyectos en Latinoamérica, la
deuda contratada está referenciada a los índices habituales en la práctica bancaria local, o al Term SOFR o
SOFR si los proyectos en cuestión se financian en dólares americanos. Como regla general cada proyecto se
financia en la divisa en la que se generarán los flujos del activo (cobertura natural del riesgo de tipo de cambio).
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.
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 2024 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, BBSY 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 9,5 millones de euros a 31 de diciembre de 2024.
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
95
diciembre de 2024, supone una variación del valor de la deuda por derivados financieros consolidada ante
incrementos de un 1% de la curva de tipos de 2 millones de euros (mayor activo neto).
b)
Riesgo de tipo de cambio
Debido a la fuerte internacionalización de sus negocios, el Grupo está expuesto al riesgo por tipo de cambio
por operaciones con divisas de los países en los que invierte y opera.
La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico-Financiera y de Sostenibilidad del
Grupo empleando criterios de cobertura no especulativos.
Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
-
Deuda denominada en divisa extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas, y por la
financiera del Grupo.
-
Pagos a realizar en divisa extranjera por adquisición de aprovisionamientos o pago de bienes y servicios.
-
Cobros realizados en divisa extranjera.
-
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
futuros, de acuerdo con los límites de riesgo asumibles.
Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya
moneda funcional es distinta del euro, están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la
conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. Para mitigar este
impacto, durante este ejercicio se han comenzado a implementar coberturas de inversión neta en el extranjero
denominadas en dólares estadounidenses (Cross-Currency-Swap).
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 2024 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
6.312
1.016
2.581
254
4.493
449
Rands sudafricanos
66
188
1
230
23
2
Dólar australiano
2.208
111
1.218
556
545
55
Dólar canadiense
578
28
103
127
376
38
.
96
c)
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.
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 (stable), 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.
d)
Riesgo de liquidez
El Grupo Corporación Acciona Energías Renovables mantiene una gestión prudente del riesgo de liquidez,
manteniendo el suficiente efectivo y equivalentes.
97
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).
Según se desprende del Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto, a 31 de diciembre de 2024 el
Grupo tiene un fondo de maniobra negativo por importe de 363 millones de euros (sin los Activos no corrientes
mantenidos para la venta ni los Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta), al ser el pasivo corriente
superior al activo corriente. No obstante, en opinión de los Administradores de la Sociedad Dominante, no se
anticipan problemas para atender las deudas con terceros en las fechas de sus respectivos vencimientos, por
cuanto, los presupuestos del Grupo, que reflejan el juicio de la Dirección basado en circunstancias actuales,
los factores que considera más significativos y su evolución más probable, prevén una generación de fondos
suficientes para atender los pagos del Grupo en el próximo ejercicio reforzada por la capacidad de financiación
del Grupo y considerando adicionalmente las líneas de financiación no dispuestas existentes al cierre del
ejercicio 2024.
e)
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.
f)
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 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
98
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 (ver Anexo V) se preveía 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.
Por último, el 31 de mayo de 2024 se ha publicado la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva
metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía
eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta orden cambia
la metodología retributiva para las instalaciones de biomasa con efectos desde 1 de julio de 2024 a través de
la actualización de las retribuciones a la operación de forma trimestral y al inicio de cada trimestre e
incorporando en su cálculo las oscilaciones de precios de mercado que se estiman para el periodo de
referencia. Igualmente, fija la retribución a la inversión hasta el final de la vida regulatoria de la respectiva
instalación, que ya sólo se verá actualizada al final de este semiperiodo y por el ajuste por desviaciones de
precio obtenidos durante el año 2023 y establece un mecanismo de compensación temporal para el ajuste
por desviaciones de precios acaecido durante el primer semestre de 2024.
El efecto de este cambio normativo en las instalaciones de biomasa del Grupo ha consistido en una
anticipación de los efectos de caja de los mecanismos regulatorios, derivados del régimen transitorio de
compensación comentado en el párrafo anterior y, en menor medida, de la anticipación en las actualizaciones
de la retribución a la operación que en todo caso captura mejor la evolución del coste de los suministros y
evita un problema de solvencia en escenarios de precio deprimidos.
De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 19% se
encuentra sujeta a retribución regulada (20% de la producción del ejercicio 2023), un 61% se encuentra
cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (59% de la producción del ejercicio 2023) y el
resto se retribuye a precio de mercado.
El Grupo trata de reducir la 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 la exposición a posibles cambios de tarifa en el mercado.
99
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 52% de su producción
está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o hedge) (51% en
el ejercicio 2023), un 14% bajo una regulación o estructuras de feed in tariff (17% en el ejercicio 2023) 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 (véase nota 3.2.G). 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).
g)
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 relacionados con el cambio climático. La
metodología empleada se basa en las guías del Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera
Relacionada con el Clima (TCFD, por sus siglas en inglés), actualmente integrado en el IFR (International
Financial Reporting Standards, 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.
100
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 Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (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 empleados se fundamentan tanto en aquellos desarrollados por el IPCC, que incluyen
trayectorias que van desde incrementos moderados de la temperatura hasta escenarios de calentamiento
extremo (por encima de 3 °C), mostrando diferentes niveles de riesgo físico derivados de fenómenos
meteorológicos cada vez más intensos, como en los proyectados por la Red de Bancos Centrales y Supervisores
para la Ecologización del Sistema Financiero (NGFS) que contemplan transiciones más o menos abruptas hacia
modelos bajos en carbono, evaluando factores macroeconómicos y financieros, así como la resiliencia de los
sectores más expuestos.
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 2024, 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) y la adaptación o el incumplimiento de las nuevas
101
normativas en relación con la transición climática que podría ocasionar sanciones económicas y dañar la
reputación y competitividad de la compañía (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 2024, 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 2024 y 2023, se
encuentran registrados en el estado de situación financiera consolidado adjunto a su valor de mercado, según
el siguiente detalle:
Millones de euros
31.12.2024
Tipología derivados
Nivel de jerarquía
Activo (notas 10 y 11)
Pasivo (notas 17 y 20)
Corriente
No corriente
Corriente
No corriente
Cobertura de energía
Nivel 2
6
63
3
448
Otros derivados de energía
Nivel 2
8
44
12
42
Derivados de tipos de interés
Nivel 2
1
24
Cross currency swap
Nivel 2
9
Cobertura de tipos de cambio
Nivel 2
5
Derivados de tipos de cambio
Nivel 2
3
9
Total derivados
23
131
24
499
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
Cobertura de energía
Nivel 2
14
86
88
Otros derivados de energía
Nivel 2
34
15
28
Derivados de tipos de interés
Nivel 2
24
3
Cross currency swap
Nivel 2
Cobertura de tipos de cambio
Nivel 2
Derivados de tipos de cambio
Nivel 2
6
2
Total derivados
20
144
17
119
102
a)
Cobertura 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 último 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 2024 y 31 de
diciembre de 2023 es el siguiente en millones de euros:
2024
2023
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
4.046
(505)
121
4.035
(131)
134
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 coberturas financieras del precio de venta de
energía a corto plazo en los diferentes mercados a plazo disponibles (OMIP, MEFF, EEX, …) de acuerdo con sus
políticas y con las expectativas de la Alta Dirección respecto a la evolución de los precios de la energía a nivel
nacional. Estas coberturas, fundamentalmente forwards y swaps, se liquidan por diferencias.
Por otra parte, el Grupo contrata 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.
103
Determinadas filiales del Grupo que se encuentran en Australia, Polonia y Canadá tienen firmados 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 , en su mayor parte, como
ajustes por cambios de valor en el patrimonio neto.
2024
2023
Derivados de energía
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas
(*)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas
(*)
Cobertura contable
2.643
(451)
69
2.637
(88)
100
(*) El importe de inversión en asociadas indicado es neto de impuestos.
Derivados de energía clasificados a valor razonable con impacto 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”.
.
2024
2023
Derivados de energía
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Con cambios en resultados
1.403
(54)
52
1.398
(43)
34
.
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 ingreso por un importe de 7
millones de euros en el ejercicio 2024 (8 millones de euros en el ejercicio 2023).
b)
Cobertura de tipo 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 financiaciones a largo plazo a tipo variable,
así como la variación del valor razonable de pasivos financieros atribuible a los movimientos de tipo de interés.
104
Los instrumentos financieros derivados de cobertura de tipo de interés contratados y vigentes a 31 de
diciembre de 2024 y 2023 se encuentran registrados en el estado de situación financiera consolidado adjunto
a su valor de mercado, según el siguiente detalle:
2024
2023
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
130
1
3
226
(3)
2
2
Cobertura de valor razonable
500
24
500
22
Total
630
--
25
3
726
(3)
24
2
estado de situación financiera consolidado.
El importe nocional contractual de los contratos formalizados por sociedades cuyos activos se encuentran
traspasados a Activos mantenidos para la venta asciende a 70 millones de euros a 31 de diciembre de 2024.
Dentro de los derivados de tipo de interés, el Grupo utiliza las permutas financieras (“swaps”) de tipo de interés
que 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 las instalaciones de generación de energías renovables.
Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes
en la fecha del estado de situación financiera consolidado. Prácticamente en su totalidad las permutas
financieras sobre tipos de interés están diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo y 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 0,2 millones de euros acreedores a 31 de diciembre de 2024 y 0,3 millones de
euros de impuesto anticipado neto a 31 de diciembre de 2023, se ha registrado con cargo o abono a cuentas
del patrimonio neto (véase nota 21).
Los métodos y criterios utilizados por el Grupo para determinar el valor razonable se describen en la nota
3.2.G.
105
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
(3)
20
15
Asociadas (*)
1
3
2
(*) 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.
El valor nocional de los pasivos objeto de cobertura de tipo de interés proviene de:
2024
2023
Sociedades grupo o multigrupo
539
634
Sociedades asociadas (*)
91
92
Total nocionales contratados
630
726
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
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Sociedades grupo
500
500
500
500
500
250
Asociadas (*)
84
77
70
63
55
47
c)
Cobertura de tipo de cambio
Coberturas de tipo de cambio con impacto en reservas
El Grupo utiliza derivados sobre divisas para cubrir operaciones y flujos de efectivo futuros significativos. A 31
de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el estado de situación financiera adjunto a su valor
de mercado según el siguiente detalle:
106
2024
2023
Coberturas de tipo de cambio
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Inversión en
asociadas (*)
Coberturas de tipo de cambio con
cambio en reservas
92
0
5
0
0
0
0
0
Total
92
0
5
0
0
0
0
0
Los importes contabilizados por el Grupo se basan en los valores de mercado de instrumentos equivalentes
en la fecha del estado de situación financiera. Prácticamente en su totalidad, las operaciones de compra de
divisa están diseñadas y son eficaces como coberturas de flujos de efectivo y la variación del valor razonable
de las mismas se registra dentro del patrimonio neto.
El detalle de las operaciones vigentes al 31 de diciembre de 2024, es el siguiente, expresado en millones de la
divisa contratada:
2024
Divisa
Último
vencimiento
Importe contratado
(en millones de divisa)
Activo financ.
(nota 10)
Compra de divisas
USD
02.01.2025
100
5
Los períodos en los que se espera que estas coberturas impacten en la cuenta de resultados, se exponen a
continuación:
Liquidaciones futuras
< 1 mes
1 - 3 meses
3 meses - 1
año
1 año - 5
años
+ 5 años
Sociedades grupo
5
Coberturas de tipo de cambio con impacto en resultado
Existen instrumentos de cobertura de tipos de cambio cuya partida cubierta se encuentra devengada,
registrada en el estado de situación financiera y pendiente de pago, es decir, los flujos de efectivo futuros
esperados cubiertos por el derivado afectan al resultado del ejercicio en curso al devengar diferencias de tipo
de cambio. Cuando las partidas cubiertas se encuentran ya registradas, el Grupo deja de reconocer impacto
en reservas y se registra la variación de valor razonable de los mismos en la cuenta de pérdidas y ganancias,
de tal forma que la partida cubierta y el instrumento derivado mantengan una correlación en su registro.
107
Los instrumentos financieros derivados a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el
estado de situación financiera adjunto a su valor de mercado, en el activo o pasivo en función de la valoración
con efectos en la cuenta de pérdidas y ganancias, según el siguiente detalle:
2024
2023
(millones de euros)
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Coberturas de tipo de cambio con cambio en resultados
757
9
3
587
2
5
Total
757
9
3
587
2
5
El detalle de las operaciones vigentes a 31 de diciembre de 2024 y 2023, en millones de euros, es el siguiente:
2024
Divisa
Último vencimiento
Importe contratado (en
millones de divisa)
Activo financ. (nota 10)
USD
20.02.2025
626
2
AUD
20.03.2025
121
-9
CAD
12.06.2025
101
--
Estos derivados se han contratado para cubrir exposiciones a moneda extranjera en el corto plazo.
Los períodos en los que se espera que estas coberturas de flujos de efectivo impacten en la cuenta de
resultados, se exponen a continuación (en millones de euros):
Liquidaciones futuras
< 1 mes
1 - 3 meses
3 meses - 1 año
1 año - 5 años
+ 5 años
Sociedades grupo
(7)
1
d)
Coberturas de tipo de cambio y de tipo de interés (CCS)
El Grupo contrata cross currency swaps con el fin de gestionar el riesgo de fluctuación de tipo de cambio
asociado a las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del
euro, de forma que mitiga los impactos derivados de la conversión de los estados financieros de dichas
sociedades en el proceso de consolidación. Mediante estas estructuras, el Grupo intercambia flujos de capital
e interés en moneda extranjera por otros flujos de capital e intereses en euros.
108
Los instrumentos financieros derivados a 31 de diciembre de 2024 y 2023, se encuentran registrados en el
estado de situación financiera adjunto a su valor de mercado, en el activo o pasivo en función de la valoración,
según el siguiente detalle:
2024
2023
Cross currency swap
Nocional
contratado
Pasivo financiero
Activo
financiero
Nocional
contratado
Pasivo
financiero
Activo
financiero
Cobertura de flujo de efectivo
209
1
Cobertura de inversión neta
318
8
A continuación, se muestra la evolución de los valores nocionales de los instrumentos financieros contratados
para los próximos años:
Evolución de valores nocionales
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Sociedades grupo
527
527
527
527
527
527
Los períodos en los que se espera que estas coberturas impacten en la cuenta de resultados, se exponen a
continuación (en millones de euros):
Liquidaciones futuras
< 1 mes
1 - 3 meses
3 meses - 1 año
1 año - 5 años
+ 5 años
Sociedades grupo
2
(12)
(39)
3
109
El resumen de los impactos en el patrimonio neto de las valoraciones de instrumentos derivados a 31 de
diciembre de 2024 es el siguiente:
Concepto
2024
Pasivo financiero por cobertura de tipo de interés
Activo financiero por cobertura de tipo de interés (nota 10)
(1)
Impacto positivo en patrimonio por cobertura de tipo de interés por sociedades asociadas, neta de impuestos
(3)
Impuesto neto deudor por cobertura de tipo de interés
Otros, principalmente por impacto de CCS
(8)
Saldo ajuste por variaciones de valor en operaciones de cobertura de tipo de interés
(12)
Pasivo por contratos de energía
450
Activo por contratos de energía
(69)
Activos financieros netos liquidados diariamente en efectivo
2
Impuesto neto deudor por contratos de energía
(113)
Impacto negativo en patrimonio por contratos de energía por sociedades asociadas, neta de impuestos
Otros, principalmente por la participación de externos en operaciones de contratos de energía
(11)
Saldo ajuste por variaciones valor contratos de energía (neto externos e impuesto)
259
Saldo ajuste por variación de valor en operaciones de cobertura de tipo de cambio (neto de minoritarios e impuesto)
(3)
Total saldo deudor por ajustes en variación de valor a 31 de diciembre (nota 15)
244
.
20. Otros pasivos no corrientes y corrientes
El desglose de este epígrafe del estado de situación financiera consolidado es el siguiente, en millones de
euros:
.
No corrientes
Corrientes
2024
2023
2024
2023
Subvenciones
115
92
Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios
147
97
Acreedores a largo plazo
166
111
Acreedores por derivados no financieros
(Nota 19)
490
116
Deudas con empresas del Grupo (Nota 32)
64
52
Deudas con empresas asociadas y vinculadas
(Nota 32)
649
440
11
5
Remuneraciones pendientes de pago
42
45
Otros acreedores
42
33
Proveedores de inmovilizado
9
18
763
812
Administraciones públicas (Nota 21)
80
80
Saldo final
1.576
874
1.002
1.027
El movimiento habido en el epígrafe de “Subvenciones” en los ejercicios 2024 y 2023, es el siguiente:
110
.
Subvenciones
Saldo a 31.12.2022
93
Imputación a resultados (nota 22)
(7)
Variación de perímetro
8
Otros
(2)
Saldo a 31.12.2023
92
Altas
26
Imputación a resultados (nota 22)
(7)
Otros
4
Saldo a 31.12.2024
115
.
En el ejercicio 2024 las altas del epígrafe de “Subvenciones” se corresponden, principalmente, con la concesión
de subvenciones en proyectos situados en España y en Canadá que en el momento de cierre de las presentes
cuentas anuales consolidadas se encuentran en construcción.
En el 2023 la variación más significativa se debió a la imputación de resultados del ejercicio. El movimiento
registrado en el apartado “Variación de perímetro” en el ejercicio 2023 correspondió a la compra del
porcentaje adicional de la sociedad Amper Central Solar, Lda., integrada previamente mediante el método de
puesta en equivalencia.
El epígrafe de “Otros”, tanto del ejercicio 2024 como del 2023, recoge fundamentalmente las diferencias de
cambio derivadas de la variación del dólar estadounidense frente al euro.
Dentro del epígrafe de “Otros ingresos a distribuir en varios ejercicios” se encuentra registrada principalmente
la venta anticipada de los derechos sobre el Investment Tax Credit (ITC, véase Anexo V) de un proyecto de
baterías y de una planta fotovo ltaica, ambas instalaciones en Estados Unidos. El importe correspondiente a
estos derechos se imputa a la cuenta de resultados durante el periodo de vida útil de los proyectos.
El epígrafe “Acreedores a largo plazo” del pasivo no corriente del estado de situación financiera 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 por la parte generada
hasta el inicio del actual semiperiodo regulatorio y que a 31 de diciembre de 2024 asciende a un importe de
102,4 millones de euros (véase Nota 3.2.M).
A 31 de diciembre de 2023 el Grupo aplicó 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 la IT-00657, IT-00658 e IT-00659.
A efectos de los estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2024 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 la IT-00657 dado que para el resto de las IT ya no se concluye que sea altamente probable
111
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 2024 y 2023) y para los que es razonable pensar que las conclusiones
alcanzadas representan un alto grado de consenso de mercado.
No existen pasivos por desviaciones en el precio de mercado no registrados al cierre a 31 de diciembre de
2024. El importe de pasivo neto no registrado a 31 de diciembre de 2023 era de 106,1 millones de euros.
A 31 de diciembre de 2024 la partida “Acreedores por derivados no financieros” incluye un importe de 490
millones de euros (116 millones de euros a 31 de diciembre de 2023) correspondiente al valor razonable de
derivados sobre commodities contratados por filiales del Grupo, principalmente 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. Estos contratos se valoran a mercado (véase nota 18 y 19).
Para determinados contratos incluidos en el epígrafe, por importe de 26 millones de euros (19 millones de
euros a 31 de diciembre de 2023), 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 65 millones de euros, de los cuales se han neteado 39 millones de euros a 31 de
diciembre de 2024. A 31 de diciembre de 2023 el importe bruto ascendía a 61 millones de euros, del cual
fueron neteados 42 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, Perú y España;
en las plantas fotovoltaicas de Estados Unidos y Australia; en proyectos de almacenamiento con baterías en
Estados Unidos y en una planta de biomasa en España. Adicionalmente, dentro de este epígrafe se recogen
los importes pendientes de pago derivados de la adquisición del proyecto de dos parques eólicos en Estados
Unidos (Green Pastures) por importe de 200 millones de euros (véase Nota 4). En el ejercicio 2023 se realizaron
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
estado de situación financiera 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 en España
y Australia.
112
Por otra parte, el importe registrado en el epígrafe “Deudas con empresas asociadas y vinculadas” del pasivo
no corriente y corriente del estado de situación financiera consolidado se encuentran las aportaciones
financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones del Grupo,
fundamentalmente siete instalaciones de producción de energía renovable en Estados Unidos a través de la
estructura de Tax Equity Investor por importe de 545,6 millones de euros (334,6 millones de euros a 31 de
diciembre de 2023). En el ejercicio 2024, las aportaciones netas recibidas por el Grupo por este concepto han
sido de 260 millones de euros (en el ejercicio 2023 las aportaciones netas recibidas fueron de 152 millones de
euros). Estos préstamos devengan intereses anuales a un tipo equivalente a la rentabilidad objetivo
establecida en contrato (véase nota 3.2.g).
Durante el ejercicio 2024 la Sociedad ha completado la contabilización de la combinación de negocios de
Energías Renovables Mediterráneas, S.A. mediante la actualización del valor razonable de los activos y pasivos
adquiridos, procediendo a reclasificar a este epígrafe los derechos económicos correspondientes al 25% de
participación en dicha filial de los ejercicios 2024 y 2023 que no pertenecen al Grupo (ver nota 2.3.c) y que a
31 de diciembre de 2024 ascienden a un importe de 100 millones de euros, de los que 90 millones se
encuentran registrados en la parte no corriente del estado de situación financiera consolidado (105 millones
de euros a 31 de diciembre de 2023, de los cuales 100 millones correspondían a la parte no corriente).
21. Situación fiscal
a) 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.
113
b) Ejercicios abiertos a inspección fiscal
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 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 2.683 miles euros
(intereses de demora incluidos) y sin sanción. El 27 de septiembre de 2023, la Oficina Técnica dictó
Acuerdo de liquidación que confirmaba la regularización realizada, interponiéndose reclamación
económico-administrativa ante el Tribunal Económico-Administrativo Central (TEAC) el 3 de noviembre de
2023, presentándose alegaciones el 12 de abril de 2024. La deuda ha sido suspendida con aportación de
aval y se encuentra debidamente provisionada.
Con fecha 24 de julio de 2023, Acciona, S.A. instó la rectificación de la autoliquidación del Impuesto sobre
Sociedades del ejercicio 2018, consecuencia de la declaración de inconstitucionalidad por la STC 11/2024 del
artículo 3.Primero, apartado Uno y Dos, del Real Decreto-ley 3/2016, de 2 de diciembre, que incluyó una
reversión obligatoria de 1/5 de las pérdidas por deterioro de los valores representativos de la participación en
el capital o en los fondos propios de entidades que hubiesen resultado fiscalmente deducibles y de la limitación
a la compensación de bases imponibles negativas de ejercicios anteriores. Dicho procedimiento de solicitud
de rectificación finalizó con la apertura de una actuación inspectora de alcance parcial limitada, firmándose
un Acta de conformidad el 5 de febrero de 2025.
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
114
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. 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.
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.
115
A 31 de diciembre de 2024 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
impuestos aplicables a las sociedades del grupo de consolidación fiscal. Las restantes entidades consolidadas
españolas tienen, 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 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 de Acciona, S.A. estiman que los pasivos que
pudieran derivarse no tendrían un impacto significativo sobre el patrimonio del grupo Acciona.
c) Saldos mantenidos con las Administraciones Públicas
Los saldos deudores y acreedores con Administraciones Públicas, a 31 de diciembre de 2024 y 2023, son los
siguientes:
2024
2023
Diferido
Corriente
Diferido
Corriente
Saldos deudores
856
285
564
275
162
171
6
5
856
564
117
99
Saldos acreedores
911
93
797
93
13
13
6
7
34
35
911
797
3
4
37
34
.
116
d) 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 2024 y 2023 se muestra a continuación:
2024
2023
Resultado consolidado antes de impuestos
482
776
(332)
238
Resultado contable ajustado
150
1.014
Gasto por impuesto ajustado al tipo impositivo
26
263
(4)
(3)
(4)
18
Gasto por impuesto del ejercicio
18
278
(1)
77
(68)
Gasto por impuesto en la cuenta de resultados
95
209
Gasto por impuesto sobre sociedades corriente
128
213
Gasto por impuesto sobre sociedades diferido
(33)
(4)
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 2024 se incluyen las diferen cias
positivas por importe de 40 millones de euros por el efecto de ajustes inflacionarios de sociedades con
tributación en Chile y México (diferencias positivas de 44 millones de euros en el ejercicio 2023). Igualmente,
incluyen las diferencias negativas por importe de -290 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
162 millones de euros en el ejercicio 2023). Igualmente, tiene impacto el 5% de la no deducibilidad de los
dividendos recibidos de las filiales, principalmente en España, registrándose una diferencia permanente
positiva por importe de 18 millones de euros en el ejercicio 2024 (32 millones de euros en el ejercicio 2023) y
la no tributación de la mayor parte de las plusvalías y minusvalías relacionadas con ventas y/o liquidaciones de
sociedades, que en el ejercicio 2024 generan una diferencia permanente negativa de 78 millones de euros (5
millones de euros negativos en el ejercicio 2023).
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.
117
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, Perú y Costa Rica o como consecuencia de la actualización de los créditos fiscales
reconocidos por inflación en aquellas jurisdicciones donde se establece dicho derecho.
e) Impuestos reconocidos en el patrimonio neto
Independientemente de los impuestos sobre beneficios reconocidos en la cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada, en los ejercicios 2024 y 2023 el Grupo ha repercutido en su patrimonio neto consolidado los
siguientes importes por los siguientes conceptos:
2024
2023
Variación en el valor razonable de instrumentos financieros
123
36
Total
123
36
f) 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 2024 y 2023 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:
2024
2023
Bases imponibles negativas pendientes de compensar
416
289
Deducciones pendientes de compensar
10
11
Instrumentos financieros derivados
138
29
Deterioros y otras provisiones
89
102
Otros conceptos
203
133
Total impuestos diferidos deudores
856
564
118
Impuestos diferidos acreedores con origen en:
2024
2023
Instrumentos financieros derivados
29
44
Amortizaciones libres y aceleradas
648
493
Asignaciones a activos de diferencias de primera consolidación
178
200
Otros conceptos
56
60
Otros conceptos
911
797
El detalle de activos y pasivos por impuestos diferidos que se presentan netos a efectos contables a cierre del
ejercicio es el siguiente:
Activos
2024
2023
Pasivos
2024
2023
Bases imponibles negativas pendientes de
compensar
5
5
Instrumentos financieros derivados
5
5
Deterioros y otras provisiones
15
16
Amortizaciones libres y aceleradas
10
12
Otros conceptos
Otros conceptos
5
4
Total
20
21
Total
20
21
A 31 de diciembre de 2024, 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 9 millones de euros. De este importe, prácticamente la totalidad se corresponde con bases
imponibles negativas no activadas en el estado de situación financiera 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. Asimismo, existen en el área internacional bases imponibles negativas no
registradas por importe de 391 millones de euros generadas principalmente en Estados Unidos, Chile e India.
A 31 de diciembre de 2024, 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
2025 - 2028
13
2029 - 2034
166
2035 y siguientes
11
No prescriben
231
Total
421
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, 336 millones corresponden a créditos fiscales
registrados en Estados Unidos, México y Chile, como consecuencia, fundamentalmente, de la aplicación en
estos países de beneficios por amortización acelerada previstos en la legislación correspondiente.
119
Las deducciones pendientes de compensar corresponden, principalmente, a las generadas en España por
importe de 6 millones de euros. Al cierre del ejercicio 2024, las fechas de vencimiento de las deducciones
pendientes de aplicar registradas en el estado de situación financiera consolidado eran las siguientes, en
millones de euros:
País
Importe
Periodo de prescripción
España
6
No prescriben
Estados Unidos
3
No prescriben
Australia
1
No prescriben
Total
10
No prescriben
Al cierre del ejercicio hay deducciones pendientes de aplicar no activadas por importe de 3 millones de euros
en el área internacional y por 18 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, Australia, Chile, Perú 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, Polonia y Australia, principalmente.
Este epígrafe igualmente recoge el impacto en diferidos de las homogeneizaciones realizadas como parte del
proceso de consolidación y eliminación de márgenes internos.
120
g) 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 ejercicio 2024 se ha realizado la siguiente operación 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 Rec Energy Solutions S.L.U., Cargacoches Cantabria S.L.U. y
Charge&Parking S.L.U. por la entidad Acciona Recarga S.L., documentada en escritura pública de
fecha 19 de diciembre de 2024.
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.
h) El nuevo Impuesto Complementario a raíz de la trasposición de Pilar Dos a España
Al Grupo Acciona, como Sociedad Dominante del Grupo Corporación Acciona Energía Renovables y en su
calidad de grupo multinacional de gran magnitud (importe neto de la cifra de negocios superior a 750 millones
de euros), le resultan de aplicación las Reglas GloBe contra la erosión de la base imponible del Pilar Dos
aprobadas por el Marco Inclusivo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE)
sobre BEPS (Base Erosion and Profit Shifting) del 14 de diciembre de 2021 al que se adhirieron, entre otros,
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 el tipo impositivo efectivo, calculado
a nivel jurisdiccional, sea inferior al tipo mínimo del 15%.
El 21 de diciembre de 2024, se ha publicado la Ley 7/2024, de 20 de diciembre, que, entre otros aspectos,
transpone en España la Directiva (UE) 2022/2523. El Grupo ha aplicado la excepción temporal obligatoria
recogida en la NIC 12 relativa a la contabilización de los impuestos diferidos que surjan de jurisdicciones que
implementen las normas fiscales globales para garantizar la consistencia en los estados financieros mientras
se facilita la implementación de las reglas.
121
Adicionalmente, se ha realizado un análisis con base en la información disponible considerando, cuando
resultan de aplicación, los puertos seguros transitorios previstos en la Disposición transitoria cuarta de la Ley
Pilar Dos, concluyéndose que el impacto de Pilar Dos para el grupo no es significativo.
El Grupo Acciona ha asumido el compromiso de aplicar las directrices de la OCDE de Pilar Dos y está alineado
con los principios y acciones propugnados por la OCDE, estableciendo un sistema de cumplimiento y de control
y gestión que le permite adaptarse a la normativa en tiempo y forma.
i) Otra información
El Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE - 7%) se encontraba 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. Con efectos 1 de enero de 2024 el Real Decreto-Ley 8/2023
pone fin a la suspensión de manera paulatina durante seis meses, hasta su total incorporación.
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 produjo en el ejercicio 2023.
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 son: la fijación de límites a la compensación de las bases imponibles negativas, la
introducción 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 del del Texto Refundido de la Ley del Impuesto sobre
Sociedades, aprobado por el Real Decreto Legislativo 4/2004, de 5 de marzo.
El 21 de diciembre de 2024 se ha publicado la Ley 7/2024 que vuelve a introducir las medidas anteriormente
indicadas que fueron declaradas inconstitucionales en enero de 2024: i) la limitación a la compensación de
bases imponibles negativas, ii) el límite a la aplicación de las deducciones por doble imposición y iii) la
obligación a una integración mínima por terceras partes (anteriormente por quintas partes) en la base
122
imponible de los deterioros de cartera que hubieran sido deducibles (artículo 12.3 TRLIS) y que estuvieran
pendientes de revertir a 31 de diciembre de 2023.
En las memorias de las cuentas anuales individuales de cada una de las sociedades afectadas se ha incluido la
información exigida por la normativa fiscal, relativa a la diferencia en el ejercicio de los fondos propios de las
participadas, los importes integrados en la base imponible y las cantidades pendientes de integrar.
22. Activos y pasivos mantenidos para la venta
A 31 de diciembre de 2024 y 2023 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:
2024
2023
Inmovilizado material
851
247
Derechos de uso
11
10
Otros activos intangibles
4
1
Activos por impuestos diferidos
13
3
Otros activos financieros corrientes y Efectivo y
otros medios líquidos equivalentes
31
Otros activos
44
1
Activos mantenidos para la venta
954
262
Asimismo, a 31 de diciembre de 2024 y 2023 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:
2024
2023
Deuda financiera corriente y no corriente
851
373
Pasivos por impuestos diferidos
58
28
Acreedores comerciales y otras cuentas a cobrar
11
1
Otros pasivos
74
13
Pasivos mantenidos para la venta
994
415
Los ingresos y gastos acumulados reconocidos directamente en patrimonio neto a 31 de diciembre de 2024 y
2023, en relación con los activos clasificados como mantenidos para la venta se detallan a continuación:
2024
2023
Coberturas de flujos de efectivo
(2)
2
Total ingresos y gastos reconocidos
(2)
2
En el ejercicio 2024, 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, por un lado, de 34 centrales
hidroeléctricas situadas en España que suman un total de 626 megavatios, las cuales se encuentran todas ellas
123
en explotación (“CAH”). El Grupo ha alcanzado un acuerdo para la venta de estos activos, que se ha
materializado el 26 de febrero de 2025 (Nota 31). Y por otro lado, se han clasificado en estos epígrafes un
proyecto eólico y otro fotovoltaico situados ambos en Sudáfrica por un total de 232,3 megavatios y que se
encuentran en operación.
En el ejercicio 2023, el Grupo Corporación Acciona Energía Renovables clasificó en los epígrafes activos y
pasivos no corrientes mantenidos para la venta un total de 16 proyectos eólicos situados en España que
suponen 308 megavatios, todos ellos en explotación, y que a fecha de cierre de los presentes estados
financieros consolidados siguen clasificados como tal en este epígrafe.
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 1.254 millones de euros a 31 de diciembre de 2024. El importe de avales y garantías prestados
a 31 de diciembre de 2023 era de 1.177 millones de euros.
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.
124
24. Ingresos
a)
Importe neto de la cifra de negocios
El detalle de los ingresos del Grupo se desglosa a continuación:
2024
2023
Ventas
1.618
1.803
99
224
1.228
1.433
68
56
Prestación de servicios
35
31
Total cifra de negocios
3.048
3.547
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 2024, el Grupo tiene registrados 116,6 millones de euros de ventas de
energía de comercializadora pendientes de facturar (113,6 millones de euros a 31 de diciembre de 2023).
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).
b)
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, India y España. El importe
registrado por este concepto en el ejercicio 2024 asciende a 621 millones de euros (328 millones de euros en
el ejercicio 2023). Adicionalmente en este epígrafe se incluyen las subvenciones de capital transferidas al
resultado que ascienden en el ejercicio 2024 a 7 millones de euros y en el ejercicio 2023 a 7 millones de euros
(véase nota 20).
En este epígrafe se incluye igualmente el resultado por venta de activos, dentro de la estrategia de rotación
de activos adoptada por el Grupo. El importe registrado por este concepto en el ejercicio 2024 asciende a 84
125
millones de euros y recoge fundamentalmente la operación de venta realizada en España descrita en la nota
2.3.g.
25. Gastos
El desglose de los gastos de explotación del Grupo es el siguiente:
.
2024
2023
Aprovisionamientos
1.739
1.776
1.699
1.713
61
94
(21)
(31)
Gastos de personal
272
256
215
204
38
35
19
17
Servicios exteriores
608
599
Tributos
146
150
Otros gastos de gestión corriente
5
4
Subtotal
2.770
2.785
Variación de provisiones
23
19
Dotación a la amortización
536
472
Total
3.329
3.276
.
a)
Personal
El número medio de personas empleadas en el curso de los ejercicios 2024 y 2023 por categorías profesionales
y distribuida entre hombres y mujeres ha sido el siguiente:
2024
2023
Hombres
Mujeres
Total
Hombres
Mujeres
Total
Directivos y mandos
500
187
687
460
174
634
Técnicos titulados
932
481
1.413
885
448
1.333
Personal administrativo y soporte
18
114
132
14
109
123
Resto de personal
937
55
992
956
53
1.009
Total Personal medio
2.387
837
3.224
2.315
784
3.099
De la plantilla media del ejercicio 2024, 3.141 personas tenían la condición de fijos en plantilla (3.008 en el
ejercicio 2023) de los cuales 2.332 eran hombres y 809 mujeres (2.249 y 759 respectivamente en el ejercicio
2023).
126
El número medio de personas empleadas con discapacidad mayor o igual al 33%, ha ascendido en el curso del
ejercicio 2024 a 81 trabajadores equivalentes (empleo directo y empleo indirecto) frente a 61 trabajadores en
el ejercicio 2023. El porcentaje de cumplimiento del Real Decreto Legislativo 1/2013, de 29 de noviembre, ha
sido de un 4,78% (3,96% en el ejercicio 2023). El 1,86 % correspondió a empleo directo y el resto procede de
la contribución a través de compras a Centros Especiales de Empleo y donaciones a entidades del tercer sector
que impulsan la inclusión laboral de las personas con discapacidad. Del total de personas con discapacidad
que forman parte de la compañía, el 26% son mujeres.
b)
Servicios exteriores
El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente, en
millones de euros:
2024
2023
Reparación y conservación
123
123
Arrendamientos y cánones
77
88
Servicios profesionales independientes
120
126
Primas de seguros
30
18
Suministros
22
28
Otros gastos
236
216
Total
608
599
.
c)
Variación de provisiones
El desglose del saldo de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada es el siguiente:
2024
2023
Variación provisión por créditos incobrables
13
11
Variación provisión existencias
(3)
5
Otras provisiones
13
3
Variación de provisiones
23
19
d)
Resultado por deterioro de activos
El detalle de este epígrafe de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para los ejercicios 2024 y 2023,
es el siguiente:
2024
2023
Deterioro de otros activos (notas 4 y 6)
(134)
21
Total
(134)
21
.
127
e)
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 2024 y 2023,
es el siguiente:
.
2024
2023
Resultado por variación en el valor razonable de
derivados con cambio en resultados
7
8
Resultado por ineficiencia de derivados de cobertura
(10)
1
Total
(3)
9
.
A 31 de diciembre de 2024 y 2023, 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
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,
128
entre los distintos países que conforman las diferentes áreas geográficas. Las ventas entre segmentos se
efectúan a precios de mercado.
A continuación, se presenta la información por segmentos, correspondiente a los ejercicios 2024 y 2023:
31.12.24
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total
Importe neto de cifra de negocios
1.889
316
699
65
79
3.048
Otros ingresos y gastos de explotación
(1.389)
(225)
(291)
1
(11)
(1.915)
Resultado de puesta en equivalencia
4
(12)
1
(3)
(10)
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
504
91
396
67
65
1.123
Dotaciones, deterioros y otros
(104)
(26)
(238)
(37)
(19)
(424)
Resultado de explotación (EBIT)
400
65
158
30
46
699
Resultados financieros
227
(19)
(327)
(66)
(32)
(217)
Resultado antes de impuestos (BAI)
627
46
(169)
(36)
14
482
Gasto por impuesto de sociedades
(104)
(11)
23
7
(10)
(95)
Resultado del ejercicio
523
35
(146)
(29)
4
387
Intereses minoritarios
(5)
(7)
(12)
4
(10)
(30)
Resultado atribuible a la sociedad dominante
518
28
(158)
(25)
(6)
357
129
Saldos a 31.12.24
Segmentos
España
Resto de Europa
América
Australia
Otras zonas
Total
ACTIVO
Inmovilizado material e intangible
2.572
593
6.227
1.818
324
11.534
Derechos de uso
128
45
266
56
5
500
Fondo de comercio
13
13
Participaciones contabilizadas aplicando el
método de la participación
163
6
24
16
44
253
Activos financieros no corrientes y otros
activos
213
39
684
259
42
1.237
Activos no corrientes
3.089
683
7.201
2.149
415
13.537
Existencias
94
19
79
7
1
200
Deudores comerciales y otras a cobrar
351
89
124
55
7
626
Otros activos financieros corrientes y otros
activos
73
32
259
25
43
432
Efectivo y equivalentes
181
84
179
25
26
495
Activos no corrientes mantenidos para la venta
769
185
954
Activos corrientes
1.468
224
641
112
262
2.707
Total activo
4.557
907
7.842
2.261
677
16.244
PASIVO Y PATRIMONIO NETO
Patrimonio neto consolidado
230
630
4.603
492
282
6.237
Deuda financiera
2.120
17
661
609
113
3.520
Obligaciones de arrendamiento
131
48
290
64
5
538
Otros pasivos
589
83
1.599
539
29
2.839
Pasivos no corrientes
2.840
148
2.550
1.212
147
6.897
Deuda financiera
247
5
115
276
(1)
642
Obligaciones de arrendamiento
9
3
4
2
18
Acreedores comerciales y otros pasivos
408
121
570
279
78
1.456
Pasivos asociados a activos mantenidos para la
venta
823
171
994
Pasivos corrientes
1.487
129
689
557
248
3.110
Total pasivo y patrimonio neto
4.557
907
7.842
2.261
677
16.244
130
31.12.13
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total
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 (EBIT)
657
49
184
(19)
45
916
Resultados financieros
149
(16)
(208)
(41)
(24)
(140)
Resultado antes de impuestos (BAI)
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
131
Saldos a 31.12.23
Segmentos
España
Resto de
Europa
América
Australia
Otras zonas
Total
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
477
130
34
785
Activos no corrientes
3.451
657
6.193
1.582
318
12.201
Existencias
94
11
60
8
2
175
Deudores comerciales y otras a cobrar
295
74
99
380
20
868
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
1.155
189
625
413
89
2.471
Total activo
4.606
846
6.818
1.995
407
14.672
PASIVO Y PATRIMONIO NETO
Patrimonio neto consolidado
2.831
521
2.377
337
168
6.234
Deuda financiera
395
57
1.909
1.329
145
3.835
Obligaciones de arrendamiento
138
49
240
68
495
Otros pasivos
444
91
1.177
89
64
1.865
Pasivos no corrientes
977
197
3.326
1.486
209
6.195
Deuda financiera
25
13
204
12
14
268
Obligaciones de arrendamiento
10
3
4
2
19
Acreedores comerciales y otros pasivos
348
112
907
158
16
1.541
Pasivos asociados a activos mantenidos para la
venta
415
415
Pasivos corrientes
798
128
1.115
172
30
2.243
Total pasivo y patrimonio neto
4.606
846
6.818
1.995
407
14.672
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 2024 y 2023:
31.12.24
Países
Estados
Unidos de
América
México
Chile
Importe neto cifra de negocios
145
249
237
Otros ingresos y gastos de explotación
(25)
(95)
(140)
Resultado de puesta en equivalencia
(1)
(11)
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
119
143
97
Dotaciones, deterioros y otros
(103)
(69)
(41)
Resultado de explotación (EBIT)
16
74
56
Resultados financieros
(122)
(91)
(83)
Resultado antes de impuestos (BAI)
(106)
(17)
(27)
132
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 (EBIT)
48
122
2
Resultados financieros
(49)
(62)
(70)
Resultado antes de impuestos (BAI)
(1)
60
(68)
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 2024 y 2023:
31.12.24
Tecnologías
Eólica
Fotovoltaica
Hidráulica
Biomasa y
termosolar
Otras
Total
Importe neto cifra de negocios
1.300
180
181
71
1.316
3.048
Otros ingresos y gastos de explotación
(619)
14
33
(46)
(1.297)
(1.915)
Resultado de puesta en equivalencia
3
(11)
(2)
(10)
Resultado bruto de explotación (EBITDA)
684
183
214
25
17
1.123
Dotaciones, deterioros y otros
(449)
(55)
129
(12)
(37)
(424)
Resultado de explotación (EBIT)
235
128
343
13
(20)
699
Resultados financieros
(159)
(55)
(2)
6
(7)
(217)
Resultado antes de impuestos (BAI)
76
73
341
19
(27)
482
Gasto por impuesto de sociedades
(37)
(63)
(1)
6
(95)
Resultado del ejercicio
39
73
278
18
(21)
387
Intereses minoritarios
(22)
(8)
(2)
2
(30)
Resultado atribuible a la sociedad dominante
17
65
278
16
(19)
357
31.12.23
Tecnologías
Eólica
Fotovoltaica
Hidráulica
Biomasa y
termosolar
Otras
Total
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 (EBIT)
703
90
124
8
(9)
916
Resultados financieros
(89)
(52)
3
4
(6)
(140)
Resultado antes de impuestos (BAI)
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
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,
133
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 detalla 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 2024 y 2023,
en función del origen de las partidas que lo conforman es el siguiente:
2024
2023
Ingresos de otros valores y créditos
6
5
Otros ingresos financieros
37
20
Total ingresos financieros
43
25
Por deudas con terceros
(273)
(195)
Capitalización de gastos financieros (nota 4)
108
66
Otros gastos financieros
(67)
(50)
Total gastos financieros
(232)
(179)
El importe que durante los ejercicios 2024 y 2023 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 2 millones de euros para el ejercicio 2024 y 1 millón de euros para el ejercicio 2023.
28. Propuesta de distribución de resultados
La propuesta de distribución del resultado del ejercicio 2024 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). Esta distribución se muestra comparada con la distribución del resultado del ejercicio
2023 aprobada en Junta General de Accionistas el pasado 6 de junio de 2024:
2024
Base de reparto:
Pérdidas y ganancias de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A.
357.158.029
Distribución:
A Reservas voluntarias
214.262.824
Dividendo
Total
357.158.029
134
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
158.040.283
Total
208.456.956
Esta propuesta de reparto contempla la distribución de un dividendo de
29. Aspectos medioambientales
Durante el ejercicio 2024 se han destinado 15 millones de euros a la gestión de los impactos ambientales
generados por la actividad del Grupo (estudios y gastos de vigilancia y seguimiento de programas
medioambientales, principalmente). De este importe, 10 millones de euros han supuesto gasto y 5 millones
de euros se han destinado a inversiones.
A 31 de diciembre de 2024 y 2023 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.
30. Beneficio por acción
El beneficio diluido por acción es coincidente con el beneficio básico por acción, de acuerdo con el siguiente
detalle:
Año 2024
Año 2023
Resultado neto del ejercicio (miles euros)
357.158
524.114
Número medio ponderado de participaciones sociales en circulación
324.397.668
326.607.842
Beneficio básico por participación (euros/participación)
1,1
1,6
.
135
31. Hechos posteriores
Con fecha 26 de febrero de 2025 se ha culminado el proceso de venta a Endesa de la filial Corporación Acciona
Hidráulica (“CAH”) cuyos activos netos se encuentran registrados a 31 de diciembre de 2024 en el epígrafe de
Activos no corrientes mantenidos para la venta y Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta por un
importe de aproximadamente 960 millones de euros.
Excepto por lo comentado anteriormente, no se han producido otros acontecimientos posteriores adicionales
al cierre del periodo que puedan afectar de forma significativa a los estados financieros consolidados a 31 de
diciembre de 2024 o a la actividad presente o futura del Grupo.
32. Operaciones con partes vinculadas
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).
El Reglamento del Consejo de Administración prevé en su artículo 34 que la realización por Corporación
Acciona Energías Renovables, S.A. o por sus sociedades dependientes de cualquier transacción con los
consejeros de la Sociedad, con accionistas que tengan la consideración de parte vinculada, o con otras partes
vinculadas, quedará sometida a autorización por el Consejo de Administración, previo informe de la Comisión
de Auditoría y Sostenibilidad, salvo cuando tal autorización no sea legalmente requerida. La autorización
deberá ser necesariamente acordada por la Junta General de Accionistas cuando tenga por objeto una
operación vinculada cuyo importe o valor sea igual o superior al 10% de los activos sociales según el último
estado de situación financiera anual aprobado por la sociedad.
El Consejo de Administración velará porque este tipo de operaciones se realicen en condiciones de mercado
y con respeto al principio de igualdad de trato de los accionistas.
El Consejo de Administración podrá delegar la aprobación de las siguientes operaciones vinculadas, que no
requerirán de informe previo de la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad: a) las que se concierten entre la
Sociedad y sus sociedades dependientes y las restantes sociedades de su grupo en el ámbito de la gestión
ordinaria y en condiciones de mercado; y b) las que se concierten en virtud de contratos cuyas condiciones
estandarizadas se apliquen en masa a un elevado número de clientes, se realicen a precios o tarifas
establecidos con carácter general por quien actúe como suministrador del bien o servicio de que se trate, y
136
cuya cuantía no supere el 0,5 por ciento del importe neto de la cifra de negocios de la Sociedad, conforme a
las últimas cuentas anuales consolidadas o, en su defecto, individuales de la Sociedad aprobadas por la Junta
General (conjuntamente, las Operaciones Vinculadas Delegables).
En este sentido, el Consejo de Administración de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A., 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.
Ambos Protocolos prevén, en relación con las Operaciones Vinculadas Delegables, distintos órganos delegados
en función de la cuantía de la operación: Dirección de Supply Chain, Unidad de Control del Reglamento Interno
de Conducta (UCRIC), Consejero Delegado y Comisión de Auditoría y Sostenibilidad.
Según lo previsto en el Protocolo, las operaciones vinculadas que se propongan llevar a cabo deberán ser
comunicadas por la parte vinculada conocedora de la operación a la UCRIC para su análisis.
La UCRIC está compuesta por la Dirección Económico Financiera y de Sostenibilidad, la Dirección de
Cumplimiento, la Dirección de Relación con Inversores, la Dirección de Servicios Jurídicos y el Secretario del
Consejo. La UCRIC celebra reuniones de manera periódica, con objeto de elevar un reporte trimestral a la
Comisión de Auditoría y Sostenibilidad sobre las operaciones aprobadas con base en la delegación conferida.
Aquellas operaciones vinculadas que no se encuentran dentro de las consideradas como Delegables, o que,
por su materia, revisten de un interés adicional, son elevadas a la Comisión de Auditoría y Sostenibilidad con
la finalidad de que ésta analice y, en su caso, eleve informe al Consejo de Administración o a la Junta General
de Accionistas.
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
137
empresas asociadas, con su accionista mayoritario y con las sociedades que consolidan en consolidados
superiores del Grupo Acciona se desglosan a continuación.
a) Operaciones con el accionista mayoritario
Al 31 de diciembre de 2024 y 2023 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
2024
2023
2024
2023
11
2
Acreedores comerciales
23
34
Saldos por tributación consolidada
136
86
59
47
Ingresos y gastos de explotación
60
58
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.
138
b) Operaciones con empresas del Grupo Acciona
Al 31 de diciembre de 2024 y 2023, 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
2024
2023
2024
2023
17
9
Anticipos entregados
3
4
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
258
137
Créditos / préstamos financieros
Saldos por tributación consolidada
8
8
5
5
Ingresos y gastos de explotación
31
32
211
486
Ingresos y gastos financieros
Al 31 de diciembre de 2024 y 2023, 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 2024 han ascendido a 14 millones de euros (11 millones
de euros en el ejercicio 2023).
-
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 2024 han ascendido
a 60 millones de euros (201 millones de euros en el ejercicio 2023). Adicionalmente el Grupo ha
incorporado en el ejercicio 2024 a su inmovilizado material anticipos de obra con el Grupo Nordex
por importe de 216 millones de euros en diferentes proyectos en construcción (152 millones de euros
en el ejercicio 2023).
El Grupo Nordex pasó en el ejercicio 2023 de ser empresa asociada a ser empresa del Grupo Acciona por el
aumento de participación del Grupo Acciona por la toma de control del mismo y el consiguiente cambio de
método de consolidación.
Todas las transacciones se han realizado a precios de mercado.
139
c) Operaciones con empresas asociadas
Al 31 de diciembre de 2024 y 2023, los saldos deudores y acreedores mantenidos con empresas asociadas son
los siguientes:
Saldos deudores /Ingresos
Saldos acreedores /Gastos
2024
2023
2024
2023
Deudores comerciales (nota 13)
22
17
Créditos con entidades asociadas (nota 10)
121
41
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
14
15
Ingresos y Gastos de explotación
21
20
3
40
Ingresos y Gastos financieros
7
5
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.
d) Operaciones con otras partes vinculadas
Saldos deudores /Ingresos
Saldos acreedores /Gastos
2024
2023
2024
2023
Créditos / préstamos financieros (nota 20)
660
445
Ingresos y gastos financieros
31
19
El saldo acreedor a liquidar con otras partes vinculadas a 31 de diciembre de 2024 y 2023 recoge las
aportaciones financieras realizadas por otros socios con participación minoritaria en proyectos e instalaciones
del Grupo (ver nota 20).
e) 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
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.
140
Durante los ejercicios 2024 y 2023 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 2024 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.
141
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.
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 en el año 2023 una nueva Política de Remuneraciones para los
Consejeros, aplicable desde su fecha efectiva de aprobación y para el trienio 2024-2026, 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
142
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.
La retribución total del Consejo de Administración por el desempeño de sus funciones como órgano de
administración de la Sociedad durante el ejercicio 2024 ha sido de un total de 1.244 miles de euros (1.332
miles de euros en el ejercicio 2023), según el siguiente desglose:
Remuneración
fija
Remuneración
por pertenencia a
Comisiones del
Consejo
2024
2023
D. José Manuel Entrecanales Domecq
D. Juan Ignacio Entrecanales Franco
D. Rafael Mateo Alcalá (Consejero Ejecutivo)
Dña. Sonia Dulá
100
70
170
170
D. Juan Luis López Cardenete
100
69
169
163
Dña. Karen Christiana Figueres Olsen**
43
24
67
155
D. Alejandro Mariano Werner Wainfeld
100
70
170
163
Dña. María Salgado Madriñán
100
55
155
169
D. Rosauro Varo Rodríguez
100
55
155
161
Dña. María Fanjul Suárez
100
88
188
181
Dña. María Teresa Quirós Álvarez
100
70
170
100
Dña. Inés Elvira Andrade Moreno **
-
-
-
70
Total
743
501
1.244
1.332
(*) Consejeros que causaron alta en el Consejo durante el año 2023 o 2024.
(**) Consejeros que causaron baja en el Consejo durante el año 2023 o 2024.
143
Durante los ejercicios 2024 y 2023, 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 738 miles de euros en el ejercicio 2024 (836 miles de euros
en el ejercicio 2023). Adicionalmente, ha recibido retribuciones en especie por 30 miles de euros y 27 miles
de euros en los ejercicios 2024 y 2023, respectivamente, y un beneficio bruto por acciones consolidadas de
132 miles de euros en el ejercicio 2024, recibidas en concepto del 80% de la entrega anual de acciones
acordada por el Consejo de Administración en 2024, correspondiente a 5.828 acciones, a propuesta de la
Comisión de Nombramientos y Retribuciones, en atención a la consecución de objetivos y desempeño
vinculados a periodos anuales contempl ados 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 2023 (899 acciones) y que quedaron
diferidas en un año. En 2023 recibió un beneficio bruto por acciones consolidadas de 167 miles de euros
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, y a
la entrega anual del 20% de acciones correspondiente a la asignación en 2022 (1.025 acciones).
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 2.144 miles de euros y 2.362 miles de euros en los ejercicios 2024 y 2023,
respectivamente.
No se han otorgado anticipos, créditos ni garantías a favor de los miembros del Órgano de Administración.
144
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 2024 fue el siguiente:
Nombre
Cargo/s
Ana Benita Aramendia
Directora de Organización, Talento y Salud
Arantza Ezpeleta Puras
Chief Operating Officer (COO)
David Liste Alba
Director de Servicios Energéticos
Elvira López Prados
Directora de la Oficina del CEO
Ignacio del Romero Montes
Auditoría Interna
Joaquín Ancín Viguiristi
Director Ingeniería y Construcción
José Entrecanales Carrión
Chief Financial and Sustainability Officer (CFSO)
Juan Otazu Aguerri
Director de Producción
Marta Simón Benito
Cumplimiento
Rafael Esteban Fernández de Córdoba
Director de Desarrollo de Negocio
Raimundo Fernández-Cuesta Laborde
Director de Finanzas y Relación con Inversores
Santiago Gómez Ramos
Director de Gestión de la Energía
Yolanda Herrán Azanza
Directora Legal
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 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
145
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 2024 y 2023 puede resumirse en la
forma siguiente:
2024
2023
Número de personas
13
21
Retribución (miles de euros)
5.465
8.118
En la información anual de 2023, los cargos de dirección conformaron un total de 21 personas, mientras que
en el ejercicio 2024 se incluye la información retributiva de 13 personas que son las que tienen responsabilidad
de dirección dentro del Grupo conforme al reglamento (UE) nº596/2014 de abril de 2014 y el responsable de
auditoría interna.
El importe que hubiera correspondido para el mismo colectivo de 13 personas si se hubiera aplicado el criterio
de este año en 2023 sería de 4,8 millones de euros frente a los 5,5 millones de euros de 2024.
El importe reflejado en los ejercicios 2024 y 2023 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
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.
146
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.
147
(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
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
148
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:
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.
149
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.
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.
150
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 2023, asciende a 42.571 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 2024. Los dos tercios restantes se imputarán a la cuenta de
resultados de los ejercicios 2025 y 2026.
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.
151
Beneficiarios:
Aquellos directivos que el Consejo de Administración libremente proponga. Quedan excluidos
de este Plan los Consejeros Ejecutivos.
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 2024 se han entregado 16.938 acciones de la Sociedad a 12 directivos del grupo
en pago de parte de su retribución variable en efectivo del año 2023 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 fue establecido en Australia durante el primer semestre del año 2023.
Durante el primer semestre de 2024 el plan se ha extendido además a Chile, México y Estados Unidos.
En aplicación de dicho plan global, en el ejercicio 2024 se han entregado 6.054 acciones a 54 empleados del
Grupo, adicionales a las 16.938 entregadas a directivos del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables.
152
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 2024, se han entregado 126.517 acciones valoradas al precio
de cotización del cierre bursátil del día 28 de marzo de 2024.
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.
El Plan de Accionistas para empleados fue establecido en Australia durante el segundo semestre del año 2023.
En aplicación de dicho plan en Australia, en el ejercicio 2024 se han entregado 1.073 acciones a empleados
del Grupo Corporación Acciona Energías Renovables.
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
153
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 del
Consejero Ejecutivo con cargo a la retribución variable del ejercicio 2023 que se realizaron en 2024 fueron de
550 miles de euros. El importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por el
Consejero en esta materia asciende a 1.705 miles de euros a 31 de diciembre de 2024.
154
c)
Auditor
Durante los ejercicios 2024 y 2023, 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
2024
2023
2024
2023
Auditoría
3
3
--
--
Total servicios de auditoría y relacionados
3
3
--
--
Servicios de asesoramiento fiscal
--
--
2
2
Otros servicios
--
--
1
2
Total otros servicios profesionales
--
--
3
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 1,0 millones de euros en 2024 (0,9 millones de euros en 2023).
-
Otros servicios de verificación por importe de 0,3 millones de euros en el ejercicio 2024 (0,2 millones de
euros en 2023), 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 al Consejo de Administración
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 2024, 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.
155
35. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
a)
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 del
estado de situación financiera
2024
2023
Días
Días
Periodo medio de pago a proveedores
15,36
14,32
Ratio de operaciones pagadas
15,17
13,61
Ratio de operaciones pendientes de pago
18,79
36,21
Importes (millones
de euros)
Importes (millones
de euros)
Total pagos realizados
1.939
2.357
Total pagos pendientes
107
77
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.
156
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
2024
2023
Volumen monetario pagado en euros (millones de euros)
1.853
2.296
Porcentaje que supone sobre el total monetario de pagos a los proveedores
96%
97%
Número de facturas pagadas
314
366
Porcentaje sobre el número total de facturas pagadas a proveedores
98%
92%
b)
Acuerdos de gestión de pago de proveedores (confirming)
El Grupo cuenta con diferentes fórmulas de pago a sus proveedores entre las que se encuentra el confirming.
La utilización del confirming no es significativa en relación con el conjunto de transacciones realizadas con los
proveedores y se concentra en acuerdos de construcción de activos de generación de energía renovable en
América del Norte y Australia. A 31 de diciembre de 2024, el importe de las facturas pendientes de vencimiento
correspondiente a proveedores incluidos en acuerdos de confirming se presenta dentro de la partida “Otros
pasivos corrientes”, y asciende a 210 millones de euros, de los que 209 millones ya han sido cobrados por los
proveedores con fecha anterior al plazo de vencimiento de pago.
El funcionamiento, condiciones y características principales de los acuerdos de confirming son los siguientes:
el Grupo emite una orden a una entidad financiera para que haga efectivo el pago de las facturas en su fecha
de vencimiento e informe a los proveedores que pueden solicitar el pago anticipado de forma irrevocable. La
operativa de confirming se realiza a través de diferentes entidades financieras. A 31 de diciembre de 2024, el
Grupo dispone de acuerdos de confirming con 7 entidades. El periodo de pago de los saldos incluidos en
acuerdos de confirming se sitúa en un máximo de 60 días.
Estos acuerdos no modifican la naturaleza comercial de los débitos ni alteran las condiciones de pago pactadas
con los proveedores por lo que su presentación en el estado de situación financiera consolidado y en el estado
de flujos de efectivo consolidado no difiere de la presentación de saldos y flujos de pago de los proveedores
no incluidos en acuerdos de confirming.
157
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 2024 por integración global y la información relacionada con las mismas son las siguientes (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 Desarrollos y Proyectos Renovables
(antes Solbioext 2, S.L.)
-
España
Otros
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Distributed Generation Chile SPA
-
Chile
Energía eficiencia
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
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energía Atlanta II, S.L.U.
-
España
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energía Atlanta III, S.L.U.
-
España
Sociedad de cartera
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.
E
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 France S.A.S. (antes Eqinov,
S.A.S.)
E
Francia
Energía eficiencia
100%
Acciona Esco, S.L.U.
Acciona Energía Global Egypt, LLC
-
Egipto
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energia Global Italia, S.R.L.
A
Italia
Sociedad de cartera
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.
158
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
Acciona Energía Perú S.A.C.
-
Perú
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energia Re
A
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.
Acciona Energy Canada Global Corp.
-
Canadá
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Acciona Energy Global Ucrania LLC
-
Ucrania
Sociedad de cartera
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Acciona Energy India Private, LTD
C
India
Sociedad de cartera
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
Sociedad de cartera
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
Sociedad de cartera
75%
Acciona Energía Internacional, S.A.
Acciona Energy Singapore PTE LTD
A
Singapur
Sociedad de cartera
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)
A
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 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
Energía eólica
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 Canada Inc.
-
Canadá
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 USA LLC
-
EEUU
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
Comercialización
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 Croatia, D.O.O.
-
Croacia
Energía puntos recarga
93,56%
Acciona Recarga,S.L.
Acciona Recarga Portugal Unipessoal, LDA
-
Portugal
Energía puntos recarga
93,56%
Acciona Recarga,S.L.
Acciona Recarga,S.L.
A
España
Energía puntos recarga
93,56%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
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.
159
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
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.
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.
Adelite Storage Project LLC
-
EEUU
Energía almacenamiento
100%
AEUG Solar Development LLC
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
Sociedad de cartera
100%
Acciona Renewable Energy Canada
Hold. LLC
AEUG Asset Holdco US, LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
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 Finance LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
AEUG union solar Holding LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
AEUG Union Solar Finance LLC
AEUG Union Solar, LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
AEUG union solar Holding LLC
Álabe 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
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.
Ardemer ITG, S.L.
-
España
Otros
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
Ardenna, SPA
-
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Artsyz-Solar LLC
-
Ucrania
Energía solar
94,36%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Axis Renewable Energy
-
Filipinas
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U. y
Freya Renewables, INC
Baltyk Energia Sp. Z.o.o.
-
Polonia
Energía eólica
100%
Acciona Energy Poland Global, Sp.
Z.o.o.
Bilyaivka WPP LLC
-
Ucrania
Energía eólica
100%
Dymerka Solar Poland 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
41,18%
Acciona Energy South Africa Pty.
LTD.
BT Cunningham Storage LLC
A
EEUU
Energía almacenamiento
100%
Cunningham Storage Holding LLC
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 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.SI. Cesa Eolo Sicilia, S.R.L.
A
Italia
Energía eólica
75%
Acciona Eólica Cesa Italia, S.R.L.
Central Hidroeléctrica Reversible Irene, S.L.
-
España
Otros
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Ceólica Hispania, S.L.U.
A
España
Energía eólica
100%
Corporación Acciona Energías
Renovables, S.A.
160
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
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.
Coneflower Storage Project LLC
-
EEUU
Energía almacenamiento
100%
AEUG Solar Development LLC
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.
Cotoperí Solar FV, SRL
E
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
Cunningham Storage Holding LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Dempsey Ridge Wind Farm, LLC
A
EEUU
Energía eólica
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Desarrollo Eólico Chiripa II S.A.
-
Costa Rica
Energía eólica
65%
Acciona Energía Global, S.L.U.
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 (varios)
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Dymerka Photovoltaic Power Plant-2 LLC
-
Ucrania
Energía solar
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
Dymerka Solar LLC
-
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
-
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
Energía del Norte S.A.C.
-
Perú
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
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.
A
Perú
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Energía sin fronteras de Centroamérica S.A.
-
Costa Rica
Energía eólica
65%
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.
D
España
Energía eólica
75%
Acciona Generación Renovables
S.A.U. y Med Wind Energy, S.L.
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.
Energy Zen, S.A.
-
Costa Rica
Energía solar
65%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Enren, S.R.L.
E
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
66,66%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U. y Iniciativas Energéticas
Renovables, S.L.
Eólicas de Tierra Morenas S.A.
-
Costa Rica
Energía eólica
65%
Acciona Energía Global, S.L.U.
161
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
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.
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
70,50%
Acciona Energía México, S.R.L. de
C.V.
Fe Berg River proprietary limited
-
Sudáfrica
Energía eólica
51%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. LTD.
Fe Bonne Esperance proprietary limited
-
Sudáfrica
Energía eólica
51%
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
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
Freya Renewables, INC
-
Filipinas
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
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.
Green Pastures Wind I LLC
-
EEUU
Energía eólica
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
Green Pastures Wind II LLC
-
EEUU
Energía eólica
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
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
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
-
Ucrania
Energía solar
92,15%
Dymerka Solar poland Sp. Z.o.o.
Hudzovka Solar 2 LLC
-
Ucrania
Energía solar
88,61%
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
84,72%
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.
Irradiasol Dominicana SRL
-
República
Dominicana
Energía solar
51%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Irrigation Solar Farm, S.L.U.
-
España
Energía solar
100%
Acciona Distributed Generation,
S.L.U.
Juna Renewable Energy P.L.
A
India
Energía solar
100%
Kawani Energy P.L.
Kallfu, SPA
-
Chile
Energía eólica
80%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Karara Holdings PTY LTD
-
Australia
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Karara Wind Farm PTY LTD
-
Australia
Energía almacenamiento
100%
Karara Holdings PTY LTD
Kawani Energy P.L.
E
India
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Kirov ITG, S.L.U.
-
España
Otros
100%
Desarrollos Renovables Eólicos y
Solares, S.L.U.
Kozyatynska WPP LLC
-
Ucrania
Energía eólica
100%
Dymerka Solar Poland Sp. Z.o.o.
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.
162
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
La Chalupa Finance, LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global LLC
La Chalupa Holding, LLC
-
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 Holdings 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 Holdings 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.
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 South Wind Farm
Holdings Pty. LTD.
Mt. Gellibrand Wind Farm Holdings 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 Holdings
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
Energía Termosolar
75%
Acciona Solar Energy, LLC
Notos Produçao de Energía Eléctrica, LDA
A
Portugal
Energía eólica
52,50%
Sistemas Energéticos Sayago, S.L.U.
Oakleaf investment Holdings 86 (proprietary)
limited
A
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
-
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.
Parco Eolico Flottante Libeccio SRL
-
Italia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Parco Eolico Flottantee Enotria SRL
-
Italia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Parco Eolico Flottantee Mistral SRL
-
Italia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Parco Eolico Flottantee Tramontana SRL
-
Italia
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Parco Fotovoltaico Li Poggi, S.R.L. (antes
Acciona Eólica Calabria, S.R.L.)
-
Italia
Energía solar
100%
Acciona Energia Global 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.
Pofadder Wind Facility 1 Pty. LTD.
-
Sudáfrica
Energía eólica
100%
Acciona Energy South Africa Global
Pty. LTD.
163
Sociedades del Grupo
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros
(millones de
euros)
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
-
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
Red Hills Finance, LLC
A
EEUU
Sociedad de cartera
75%
Acciona Wind Energy USA, LLC
Red Hills Holding, LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
71,25%
Red Hills Finance, LLC
Red Hills Wind Project, LLC
A
EEUU
Energía eólica
71,25%
Red Hills Holding LLC
Red Tailed Hawk Finance LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global LLC
Red Tailed Hawk Holding LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Red Tailed Hawk Finance LLC
Red Tailed Hawk, LLC
A
EEUU
Energía solar
100%
Red Tailed Hawk Holding 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
San Roman Finance, LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
Acciona Energy USA Global, LLC
San Roman Holding, LLC
-
EEUU
Sociedad de cartera
100%
San Roman Finance, LLC
San Roman Wind I, LLC
A
EEUU
Energía eólica
100%
San Roman Holding, LLC
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.
Solar Zen, S.A.
-
Costa Rica
Energía solar
65%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Solarna Elektranae Promina d.o.o
-
Croacia
Energía solar
100%
Acciona Energía Global, S.L.U.
Solhidro Green Suministradora,S.L.U.
-
España
Otros
100%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Sun Photo Voltaic Energy 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
-
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
Sociedad de cartera
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
Ventoleros de Tilarán OPYL S.A.
-
Costa Rica
Energía eólica
65%
Acciona Energía Global, S.L.U.
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.
164
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 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.
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.
E
Argentina
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U. y
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Vientos Bajo Hondo, S.A.
E
Argentina
Energía eólica
100%
Acciona Energía Global, S.L.U. y
Acciona Generación Renovable,
S.A.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
41,18%
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
165
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 (en
millones de euros):
Sociedades controladas conjuntamente
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
efectiva en
el grupo
Titular de la participación
Valor neto s/
Libros (millones
de euros)
Acciona Comercializadora B2C, S.L. (antes
Alderaan Energia, S.L.)
-
España
Energía eficiencia
35%
Acciona Hogares y Pymes S.L.
(antes Solideo Group, S.L.)
Acciona Common Ventures, S.L.
-
España
Sociedad de cartera
50%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Acciona Hogares y Pymes Assets S.L (antes
Solideo Eco Systems, S.L.U.)
E
España
Energía eficiencia
35%
Acciona Hogares y Pymes S.L.
(antes Solideo Group, S.L.)
Acciona Hogares y Pymes Energy S.L (antes
Solideo energy, S.L.U.)
-
España
Energía eficiencia
35%
Acciona Hogares y Pymes S.L.
(antes Solideo Group, S.L.)
Acciona Hogares y Pymes S.L. (antes Solideo
Group, S.L.)
-
España
Sociedad de cartera
35%
Acciona Common Ventures, S.L.
Chin Chute Windfarm JV
-
Canadá
Energía eólica
37,50%
Acciona Wind Energy Canada
Inc.
Iniciativas Energéticas Renovables, S.L.
-
España
Energía eólica
50%
Acciona Generación Renovable,
S.A.U.
Magrath Windfarm JV
-
Canadá
Energía eólica
37,50%
Acciona Wind Energy Canada
Inc.
(*) Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros
166
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 (en millones de euros):
Sociedades Participación
Auditor
País
Actividad principal
% Particip.
Efectiva en el
Grupo
Titular de la participación
Valor neto
s/Libros
(millones de
euros)
Acciona Data Centers S.L.
-
España
Otros
33,33%
Acciona Generación Renovable, S.A.U.
-
Acciona Global Renewables, S.L.
-
España
Otros
46,58%
Acciona Generación Renovable, S.A.U. y
Renercycle, S.L.
-
Acciona Nordex Green Hidrogen,
S.L. (antes Nordex H2, S.L.)
-
España
Energía Hidrógeno
25%
Acciona Common Ventures, S.L. (antes
Corporación Eólica Catalana, S.L.)
100
Acciona Plug Portugal, unipessoal
lda.
-
Portugal
Energía hidrógeno
50%
Acciona Plug, S.L.
-
Accionaplug Valle H2V Navarra, S.L.
-
España
Energía hidrógeno
50%
Acciona Generación Renovable, S.A.U.
-
Accionaplug, S.L.
A
España
Energía hidrógeno
50%
Acciona Generación Renovable, S.A.U.
3
Alsubh Solar Power, S.A.E.
A
Egipto
Energía Solar
50%
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
AT Operadora Puerto Libertad, SAPI
de CV
-
México
Energía Solar
50%
1
AT Solar I, SAPI de CV
-
México
Energía Solar
50%
1
AT Solar II, SAPI de CV
-
México
Energía Solar
50%
1
AT Solar III, SAPI de CV
-
México
Energía Solar
50%
1
AT Solar V, SAPI de CV
A
México
Energía Solar
50%
18
Blue Canyon Windpower, LLC
-
EEUU
Energía eólica
14%
Acciona Wind Energy USA, LLC
1
Briscoe Wind Farm LLC
E
EEUU
Energía eólica
15%
CEI Wind JV LLC
-
Carnotavento, S.A.
-
España
Inactiva
24,50%
Eurovento, S.L.U.
-
Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd
-
Australia
Sociedad de cartera
37.5%
Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd
23
Cathedral Rocks Holdings, Pty. Ltd
-
Australia
Sociedad de cartera
37.5%
Acciona Energy Oceania Pty, Ltd
13
Cathedral Rocks Wind Farm, Pty.
Ltd
-
Australia
Energía eólica
37.5%
Cathedral Rocks Holdings 2, Pty. Ltd
23
CEI Wind JV LLC
E
EEUU
Sociedad de cartera
15%
Acciona Energy USA Global, LLC
-
Energías Eólicas de Castellón, S.L.U.
-
España
Energía eólica
50%
Med Wind Energy, S.L.
-
Eólicas Mare Nostrum, S.L.
-
España
Energía eólica
75%
Acciona Generación Renovables S.A. y Med
Wind Energy, S.L.
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%
Ceólica Hispania, S.L.U.
2
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.
-
Líneas Eléctricas Asturianas. S.L.
-
España
Sociedad de cartera
50%
Eurovento, S.L.U.
-
Líneas Eléctricas de Galicia II. S.L.
-
España
Sociedad de cartera
35%
Eurovento, S.L.U., y P.E.de Adraño, S.L.
-
Líneas Eléctricas de Galicia III. S.L.
-
España
Sociedad de cartera
50%
Eurovento, S.L.U., y P.E.de Adraño, S.L.
-
Líneas Eléctricas de Galicia. S.L.
-
España
Sociedad de cartera
50%
Eurovento, S.L.U., y P.E.de Adraño, S.L.
-
167
Med Wind Energy, S.L.
-
España
Energía eólica
50%
Acciona Generación Renovable, S.A.U.
118
Operador del Mercado Ibérico –
Polo Español. S.A.
D
España
Otros
5%
Acciona Generación Renovables S.A.U.
2
Parque Eólico de Abara, S.L.
C
España
Energía eólica
50%
Ceólica Hispania, S.L.
5
Parque Eólico de Adraño, S.L.
C
España
Energía eólica
50%
Ceólica Hispania, S.L.
28
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%
Ceólica Hispania, S.L.
1
Parques Eólicos de Buio, S.L.
C
España
Energía eólica
50%
Ceólica Hispania, S.L.
14
Power to Green Hydrogen Mallorca
S.L.
-
España
Energía Hidrógeno
44%
Acciona Generación Renovables S.A.U
14
Renen Services LLC
A
Egipto
Energía Solar
50%
Acciona Energía Global, S.L.U.
-
Renercycle, S.L.
-
España
Otros
15,80%
Acciona Generación Renovable, S.A.U.
1
Rising Sun Energy, S.A.E.
A
Egipto
Energía Solar
50%
Civerzba ITG, S.L.U.
5
Servicios Renovables de Recarga
S.L.
-
España
Energía puntos recarga
56,14%
Acciona Recarga,S.L.
-
Sistemes Electrics Espluga, S.A.
-
España
Energía eólica
50%
Energías Eólicas de Catalunya, S.A.U.
2
Sunrise Energy, S.A.E.
A
Egipto
Energía Solar
50%
Efrato ITG, S.L.U.
5
The Blue Circle Pte. Ltd (y
dependientes)
E
Singapur
Sociedad de cartera
49,99%
Acciona Energía Global, S.L.U.
37
Tuto Energy I, S.A.P.I. de C.V.
-
México
Energía Solar
50%
-
Tuto Energy II, S.A.P.I. de C.V.
A
México
Energía Solar
50%
17
Vento Mareiro, S.L.
-
España
Inactiva
24,50%
Eurovento, S.L.U.
-
Ventos e Terras Galegas II, S.L.
-
España
Sociedad de cartera
50%
Ceólica Hispania, S.L.
-
Ventos e Terras Galegas, S.L.
-
España
Sociedad de cartera
50%
Ceólica Hispania, S.L.
-
(*) Sociedades que tienen sus cuentas anuales auditadas por: (A) KPMG; (B) PriceWaterhouseCoopers; (C) Deloitte; (D) E&Y; (E) Otros
168
ANEXO IV
MODIFICACIONES EN EL PERÍMETRO DE CONSOLIDACIÓN
Las cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2024 han sido los siguientes:
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
Acciona Data Centers S.L.
España
Otros
Compra
Participación
Acciona ESCO Canada Inc.
Canadá
Energía eficiencia
Alta
Global
Acciona ESCO USA LLC
EEUU
Energía eficiencia
Alta
Global
Acciona Recarga Croatia, D.O.O.
España
Energía puntos recarga
Alta
Global
Acciona Recarga Portugal Unipessoal, LDA
Portugal
Energía puntos recarga
Alta
Global
Acciona Saltos de Agua, S.L.U.
España
Energía hidráulica
Venta
Global
Adelite Storage Project LLC
EEUU
Energía almacenamiento
Compra
Global
AEUG Union Solar Finance LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
AEUG union solar Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Alfa SPA
Chile
Energía solar
Venta
Global
Ardemer ITG, S.L.
España
Otros
Cambio método
Global
Axis Renewable Energy
Filipinas
Energía eólica
Compra
Global
Bilyaivka WPP LLC
Ucrania
Energía eólica
Alta
Global
Briscoe Wind Farm LLC
EEUU
Energía eólica
Compra
Participación
Cargacoches Cantabria, S.L.U.
España
Energía puntos recarga
Baja
Global
CEI Wind JV LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Compra
Participación
Charge and Parking, S.L.U.
España
Energía puntos recarga
Baja
Global
Coneflower Storage Project LLC
EEUU
Energía almacenamiento
Compra
Global
Cunningham Storage Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Desarrollo Eólico Chiripa II S.A.
Costa Rica
Energía eólica
Compra
Global
Energía del Norte S.A.C.
Perú
Energía eólica
Compra
Global
Energía sin fronteras de Centroamérica S.A.
Costa Rica
Energía eólica
Compra
Global
Energy Corp Hungary Megújuló Energia Hasznosító KFT
Hungría
Energía eólica
Venta
Participación
Energy Zen, S.A.
Costa Rica
Energía solar
Compra
Global
Eólicas de Tierra Morenas S.A.
Costa Rica
Energía eólica
Compra
Global
Freya Renewables, INC
Filipinas
Energía eólica
Compra
Global
Green Pastures Wind I LLC
EEUU
Energía eólica
Compra
Global
Green Pastures Wind II LLC
EEUU
Energía eólica
Compra
Global
Hidroeléctrica del Serradó, S.L.U.
España
Energía hidráulica
Venta
Global
Infraestructuras de Movilidad Urbana Sostenible AQ JV,
S.L
España
Energía puntos recarga
Venta
Participación
Irradiasol Dominicana SRL
República Dominicana
Energía solar
Compra
Global
Juna Renewable Energy P.L.
India
Energía solar
Compra
Global
Karara Holding PTY LTD
Australia
Sociedad de cartera
Alta
Global
Karara Wind Farm PTY LTD
Australia
Energía almacenamiento
Alta
Global
Kawani Energy P.L.
India
Energía solar
Compra
Global
Kozyatynska WPP LLC
Ucrania
Energía eólica
Alta
Global
Mov-R H1 Szélerömü Megújuló Energia Hasznosító KFT
Hungría
Energía eólica
Venta
Participación
NVS1 Investment Group, LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Baja
Global
Parco Eolico Flottante libeccio SRL
Italia
Energía eólica
Alta
Global
Parco Eolico Flottantee enotria SRL
Italia
Energía eólica
Alta
Global
Parco Eolico Flottantee mistral SRL
Italia
Energía eólica
Alta
Global
Parco Eolico Flottantee SRL
Italia
Energía eólica
Alta
Global
Pleiades S.A.
Chile
Energía solar
Venta
Global
Rec Energy Solutions, S.L.U.
España
Energía puntos recarga
Baja
Global
Red Tailed Hawk Finance LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
169
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
Red Tailed Hawk Holding LLC
EEUU
Sociedad de cartera
Alta
Global
Saltos del Nansa I, S.A.U.
España
Energía hidráulica
Venta
Global
Saltos y Centrales de Catalunya, S.A.U.
España
Energía hidráulica
Venta
Global
Servicios Renovables de Recarga S.L.
España
Energía puntos recarga
Alta
Participación
Solar Zen, S.A.
Costa Rica
Energía solar
Compra
Global
Surya Energy Photo Voltaic India Pvt, LTD
India
Energía eólica
Venta
Global
Ventoleros de Tilarán OPYL S.A.
Costa Rica
Energía eólica
Compra
Global
Los cambios en el perímetro de consolidación del ejercicio 2023 fueron 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
170
Sociedad
País
Actividad Principal
Modificación
Método consolidación
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
Solideo Group, S.L.
España
Sociedad de cartera
Compra
Proporcional
171
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)
producción.
b)
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.
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
172
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
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)
b)
Si se produjera la salida del régimen retributivo antes de finalizar la vida regulatoria de una
instalación.
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.
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
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.
173
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. Con
la entrada en vigor de esta nueva normativa y de forma excepcional, el semiperiodo se dividió en dos, uno
para los 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 29 de junio de 2023 entró 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 contenía una serie de medidas a aplicar en multitud de ámbitos económicos
y sociales. Entre las medidas adoptadas que afectaban al sector renovable cabía 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:
-
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 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,
174
-
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 confirmó la expectativa que preveía la supresión
de la retribución a la inversión para los activos eólicos durante el actual semiperiodo regulatorio y modificaba
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, dio lugar a que, en los estados
financieros consolidados a 31 de diciembre de 2023 se registrara 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
fueron 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
Por último, el 31 de mayo de 2024 se ha publicado la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva
metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía
eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta orden cambia
la metodología retributiva para las instalaciones de biomasa con efectos desde 1 de julio de 2024 a través de
la actualización de las retribuciones a la operación de forma trimestral y al inicio de cada trimestre e
incorporando en su cálculo las oscilaciones de precios de mercado que se estiman para el periodo de
referencia. Igualmente, fija la retribución a la inversión hasta el final de la vida regulatoria de la respectiva
instalación, que ya sólo se verá actualizada al final de este semiperiodo y por el ajuste por desviaciones de
precio obtenidos durante el año 2023 y establece un mecanismo de compensación temporal para el ajuste
por desviaciones de precios acaecido durante el primer semestre de 2024 y que fue liquidado en caja de forma
extraordinaria durante el mes de septiembre de ese año por importe de 12,9 millones de euros.
El efecto de este cambio normativa en las instalaciones de biomasa del Grupo CAER ha consistido en una
anticipación de los efectos de caja de los mecanismos regulatorios, derivados del régimen transitorio de
compensación comentado en el párrafo anterior y, en menor medida, de la anticipación en las actualizaciones
de la retribución a la operación que en todo caso captura mejor la evolución del coste de los suministros y
evita problema de solvencia en escenarios de precio deprimidos.
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, el Gobierno introdujo varias medidas. 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.
175
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 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, extendía 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 modificaba 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 establecía 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 prorrogaban este mecanismo de minoración del gas sucesivamente hasta el 31
de diciembre de 2023, fecha a partir de la cual han dejado de estar vigentes estos mecanismos de minoración
según lo establecido por el RD 8/2023 publicado el 27 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 remitió a la CNMC con periodicidad mensual. El 29 de abril de 2024, el Grupo
CAER recibió resolución adoptada sobre la verificación de la energía exenta del mecanismo de minoración del
periodo comprendido entre 16 de septiembre de 2021 y 31 de marzo de 2022 por la CNMC por la que modifica
el total de energía cubierta y solicita a REE la reliquidación de los importes correspondientes
fundamentalmente al periodo de 1 de enero a 31 de marzo de 2022 por importe de 25,6 millones de euros.
Esta resolución se encuentra recurrida ante las instancias judiciales y la dirección del Grupo estima que es
probable que finalmente se recuperen los importes liquidados y por tanto el Grupo no sufra un quebranto
patrimonial como consecuencia de la misma.
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.
176
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 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 fue 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 introdujo 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 prorrogó, 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 estableció 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, prorrogó 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 volvió 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 restauró 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.
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)
b)
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 incluyó una prórroga de este impuesto, en las mismas
condiciones para el ejercicio 2024.
177
El 23 de diciembre de 2024 se publicó el RDL 10/2024 por el que se establece un nuevo gravamen temporal
sobre las empresas energéticas, en condiciones similares a la establecidas en el instaurado en años anteriores
pero incorporando como novedad la posibilidad de aplicación de importantes bonificaciones relacionadas con
la realización de inversiones estratégicas clave para la transición ecológica y la descarbonización de la
economía.
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 otro orden de cosas, 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 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
estableció 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
afectaban 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 venía a implementar las mismas medidas que éste, homogeneizando así el sentido de
las reformas. En ambas normativas, conocidas como “la excepción ibérica”, se establecía 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, extendió 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 realizaba el operador de mercado para cada periodo de
negociación y su coste se repartía entre aquellos agentes que participen del mercado ibérico a través de la
adquisición de energía, si bien la contribución al mecanismo dependía de su grado de participación, medido
éste en la cantidad de electricidad adquirida. Quedaban excluidas del pago del coste de ajuste, entre otras, las
unidades de adquisición que contasen con determinados instrumentos de cobertura, fundamentalmente
aquellos contratados en mercados a plazo antes del 26 de abril de 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
178
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.
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 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 en 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 29,9 MW. En la cuarta se
adjudicaron 45,5 MW en total, de los 3.300 MW previstos. A lo largo de los ejercicios 2023 y 2024 no se han
celebrado subastas en el marco de este mecanismo de impulso a las energías de origen renovable.
179
Adicionalmente, a lo largo del ejercicio 2024 se han introducido modificaciones específicas al plan de
desarrollo de la Red de Transporte 2021–2026, incorporando un total de 73 actuaciones. Estas incluyen 23
proyectos destinados a satisfacer nuevas demandas de elevada potencia, 9 relacionados con almacenamiento
y generación renovable (4 de ellos en nudos de transición justa), 3 enfocadas en cubrir demandas operativas
y 38 orientadas a atender necesidades vinculadas a la ejecución de la Planificación. Estas actualizaciones
refuerzan el compromiso con la modernización de la infraestructura eléctrica y la integración de energías
renovables.
En septiembre de 2024 se publica el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 definitivo. La
versión final mantiene en gran medida los principales objetivos planteados en el borrador presentado en junio
de 2023: reducción del 32 % de las emisiones GEI respecto a 1990; 48 % en el consumo de energía final
renovable; 81% renovables en la generación eléctrica; alcanzar una dependencia energética del 50%;
electrificación del consumo de energía 34 %.
El RD 962/2024 de 24 de septiembre que regula la producción de energía eléctrica a partir de energías
renovables ubicadas en el mar, implementa el marco normativo para la producción de energía eléctrica
renovable en instalaciones marinas, regulando el procedimiento de concurrencia competitiva, se adjudica el
3x1: régimen retributivo (según REER) + concesión ocupación dominio público + acceso a la red. Además, se
promueve la innovación tecnológica y la compatibilidad con otros usos del mar, incluyendo una fase de diálogo
público para mejorar la aceptación social.
En noviembre de 2024, se publica la Ley 2/2024 de promoción de los beneficios sociales y económicos de los
proyectos que utilizan los recursos naturales de Galicia que establece criterios para declarar un proyecto
renovable como de especial interés público y sus efectos (tramitación simplificada y acelerada; posibilidad de
implantarlo fuera de las áreas del sector eólico gallego), así como el canon para las líneas de evacuación de
eólica marina. Esta Ley enlaza con la propuesta de modificación de la Ley 8/2009, que establece la obligación
de presentar una solicitud de proyecto de repotenciación para los activos con más de 25 años de vida útil, en
un plazo de 18 meses desde la entrada en vigor de la Ley.
Mediante la Orden TED/268/2024 de 20 de marzo, se establece el Sistema Nacional de Obligaciones de
Eficiencia Energética, que introduce nuevas disposiciones para el cumplimiento de las metas de ahorro
energético. Esta normativa permite que los sujetos obligados cumplan parcialmente con sus obligaciones a
través de Certificados de Ahorro Energético (CAE´s), conforme a los términos regulados por el Real Decreto
36/2023. Acciona Esco, S.L., sociedad perteneciente al Grupo CAER, se ha habilitado como sujeto delegado,
pudiendo realizar la gestión y compraventa de este tipo de Certificados entre los generadores de ahorro y los
sujetos obligados.
La aportación mínima al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE) se ha fijado en un 35%, estableciendo
un marco claro para el cumplimiento de las obligaciones. En este contexto, el importe correspondiente a
Acciona Green, como sujeto obligado, ha ascendido a 7 millones de euros para el ejercicio 2024 (2,9 millones
de euros correspondientes al ejercicio 2023).
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.
180
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.. 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
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
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
181
la ITC, en particular sobre los criterios de elegibilidad para los proyectos de energía eólica marina y terrestre y
el almacenamiento “stand alone”.
Las políticas de fin de 2024 e inicio de 2025 vienen condicionadas por las elecciones del pasado 5 de noviembre
en las que Donald Trump fue elegido de nuevo presidente del país. En su primer día de mandato firmó más de
cien órdenes ejecutivas, algunas con impacto claro para el sector energético. Entre ellas destacan:
• la suspensión de 60 días en la aprobación de arrendamientos y otras autorizaciones vinculadas a
proyectos eólicos y solares en tierras y aguas federales y la detención temporal de la concesión de
permisos para nuevos proyectos de energía eólica marina,
• la orden a las agencias gubernamentales de detener inmediatamente el gasto vinculado al IRA. La
administración Trump ha precisado que la pausa sólo afecta a los programas relacionados con la
energía, incluidos los vinculados a las renovables y la carga de vehículos eléctricos,
• la desvinculación del Acuerdo de Paris,
• y el endurecimiento de aranceles y otras medidas restrictivas a la importación que afectarían a
componentes y suministros de equipos necesarios para la construcción y operación de las
instalaciones del Grupo.
Existen otros beneficios fiscales ligados a la capacidad del propietario del parque eólico de aprovecharse de la
amortización acelerada en la mayoría de los activos de capital (Modified 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.
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 otros aspectos de la economía
como la sanidad o aspectos sociales, se trata de una ley esencialmente climática, que supuso un cambio de
gran magnitud en la política estadounidense: otorgaba por primera vez respaldo legislativo a la lucha contra
el cambio climático y acercaba al país al cumplimiento de sus objetivos de reducción de emisiones para 2030,
siendo además un revulsivo a escala mundial para el sector renovable y su cadena de valor industrial. El
programa aprobado se instrumenta en gran medida a través de subvenciones, préstamos blandos y
182
bonificaciones fiscales con fines climáticos hasta 2030. Con relación a los objetivos climáticos esperados, se
estimaba que la IRA facilitar ía 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.
En el año 2023 se llevaron a cabo diversos desarrollos normativos 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.
Estas propuestas incluyen un crédito fiscal durante 10 años para la producción de
Hidrógeno cuando se demuestren emisiones de gases de efecto invernadero inferiores a ciertos niveles,
reduciéndose progresivamente esta prima si las emisiones superan este umbral. También existe la posibilidad
de solicitar alternativamente ayudas en forma de inversión al CAPEX, hasta un 30% de la inversión.
En cuanto al despliegue de redes de transporte de energía eléctrica, el 19 de diciembre de 2023, la Oficina de
Desarrollo de la Red Eléctrica de EE. UU. publicó las directrices definitivas para el proceso de designación de
corredores de transporte de energía eléctrica de interés nacional (NIETC) y abrió el proceso de presentación
pública de información y recomendaciones sobre la designación de dichos corredores. Según ha anunciado la
oficina, habrá un proceso de cuatro fases para ayudar al Departamento de Energía a identificar de forma
independiente sobre los potenciales corredores. En este sentido, en abril de 2024, el Departamento de Energía
(DOE) anunció el Programa Coordinado de Autorizaciones y Permisos Interinstitucionales de Transmisión
(CITAP), que agilizará la concesión de permisos para las líneas de transporte de larga distancia, especialmente
en el Oeste. La Casa Blanca también anunció el ambicioso objetivo de modernizar 160.000 km de líneas de
transporte. El programa pretende reducir el tiempo de tramitación de los permisos federales de unos cuatro
a dos años.
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
183
(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 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). 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.
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 generadores rechazaron dicha medida y
solicitaron su abrogación. Como consecuencia se logró una suspensión de la norma hasta que se publicara la
sentencia definitiva.
184
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.
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, 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.
185
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.
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 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.
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.
Por su parte, la Operación del Sistema de Comercio de Emisiones ha creado un instrumento de mercado que,
de conformidad con la Ley General de Cambio Climático de México, así como con 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. Inicialmente se encontraba en período de prueba hasta el 31 de diciembre de 2022, pero
esta fase de prueba se extendió 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.
Entre las medidas más relevantes tomadas por la nueva presidenta del país tras las elecciones presidenciales
celebradas el 2 de junio de 2024 desde su elección destaca la aprobación en agosto de este año de la reforma
de la extinción de los organismos reguladores, entre ellos la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la
Comisión Nacional de Hidrocarburos CNH. La CRE era responsable de regular los mercados de electricidad,
gas natural y otros hidrocarburos, con el objetivo de asegurar una competencia justa en el sector. La CNH
supervisaba la exploración y producción de petróleo y gas, gestionando licitaciones y contratos para maximizar
los beneficios de los recursos energéticos del país. Sus competencias y funciones se concentrarán a partir de
ahora en la Secretaría de Energía (SENER). La eliminación de estos órganos supone una merma en la
independencia regulatoria, ya que las decisiones tendrán a partir de ahora una vertiente más política y
gubernamental.
186
Para asegurar que el sector energético siga funcionando de manera eficiente tras la desaparición de estos
órganos autónomos, el Gobierno ha propuesto crear comités formados por expertos para mantener cierto
grado de independencia técnica y asegurar que las decisiones se basen en criterios objetivos
Por otra parte, el 15 de septiembre de 2024 se publicó el decreto que reforma el Poder Judicial. El punto más
polémico radica en la elección popular de más de 1.600 cargos judiciales, entre ministros de la Suprema Corte,
consejeros del Consejo de la Judicatura Federal, magistrados del Tribunal Electoral Federal, magistrados de
circuito y jueces de distrito. Para el sector eléctrico esta reforma incrementa la incertidumbre: en adición a la
desaparición de la CRE, los recursos o demanda interpuestos contra el sector público por parte de los agentes
privados serán juzgados por un cargo judicial designado directamente por el gobierno.
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 obligación. 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.
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
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
187
de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas
que afecta a las concesionarias de servicio público de distribución, que sólo podrán trasladar a sus clientes
regulados unos precios pre-definidos, y a las 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 la que se refiere 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. Actualmente solo los clientes libres pueden elegir a quien comprar energía.
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).
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:
-
menos la cuota de participación renovable para 2030, pasando del 20% al 40%, e incluso al 60%.
-
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.
188
-
ello esencial para reducir los frecuentes vertidos renovables y transmitir los excedentes
renovables del norte del país hacia la zona central.
-
conseguirlo, se pretende desarrollar una renovada Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.
La Ley de Transición Energética comenzó a tramitarse en julio de 2023 y busca alinear el país con las metas de
neutralidad en carbono para 2050. El proyecto abarca aspectos como la licitación de almacenamiento, la
reasignación de ingresos tarifarios y el desarrollo eficiente de obras de transporte de electricidad. Actualmente
la tramitación de la Ley se encuentra estancada en sus últimas etapas legislativas. Se espera que, una vez
aprobada, se agilicen los trámites para la construcción de líneas de transporte.
El 30 de abril de 2024 se publicó en el Diario Oficial la Ley de normalización y estabilización de la Tarifa (PEC
3), en la que se establecen medidas para saldar la deuda acumulada por los clientes regulados con las empresas
generadoras. La Ley establece una actualización de los niveles de precios y cargos asociados para los clientes
regulados (tarifas que llevaban congeladas desde 2019). La nueva Ley también reconoce la deuda de los
mecanismos anteriores (PEC 1 y PEC2) y aumenta el volumen máximo para la operación del mecanismo a
5.500 millones de dólares. Además, se ha publicado el programa de pago de dicha deuda hasta el 2027 y 2035
para cada mecanismo, respectivamente. La aprobación de la Ley es positiva, ya que supone el reconocimiento
de la deuda que se había contraído con los generadores en los años anteriores y define un calendario para su
repago.
En diciembre de 2024 el gobierno propuso el proyecto de Ley de aumento del Subsidio Eléctrico, con el que
pretende ampliar los hogares beneficiados de 1,6 a 4,7 millones. La propuesta contempla que parte de la
recaudación necesaria sea descontada de la compensación que reciben los Pequeños Medios de Generación
distribuida adscritos al régimen transitorio por la diferencia generada entre el precio estabilizado y el coste
marginal.
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 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
189
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.
A lo largo de 2024, Polonia presentó su Plan Nacional de Energía y Clima, estableciendo un objetivo del 56%
de participación de energías renovables en su mix eléctrico para 2030. Este plan prevé para el periodo una
inversión de 792.000 millones de zlotys (205.000 millones de dólares) y busca acelerar la adopción de energías
renovables para reducir la dependencia del carbón.
La Comisión Europea aprobó un plan de ayudas estatales polaco de 1.200 millones de euros para apoyar
inversiones en instalaciones de almacenamiento de electricidad (al menos 5,4 GWh), con el objetivo de facilitar
la integración de fuentes de energía renovables y avanzar hacia una economía de cero emisiones netas.
En octubre de 2024, se presentó una modificación de la Ley de Fomento de la Generación Eléctrica en Parques
Eólicos Marinos. Esta iniciativa busca acelerar la implementación de proyectos de energía eólica marina
mediante la optimización de las condiciones de inversión en áreas designadas para el desarrollo acelerado de
estas fuentes energéticas. Las reformas incluyen cambios en el sistema de subastas, regulación de la
redistribución del Fondo de Mercado de Inversión y facilitación de la venta de energía durante la fase de puesta
en marcha tecnológica. Además, se optimizan los procedimientos técnicos relacionados con la transferencia
de permisos de ubicación y la gestión compartida de la producción de energía entre varios parques eólicos.
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) 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.
190
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 de que los generadores en zonas de la red débiles o congestionadas pueden no ser
despachados a causa de las limitaciones o requisitos del sistema.
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.
191
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.
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.
El gobierno australiano anunció en noviembre de 2023 una ampliación 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. El esquema planteado ofrece contratos ‘CfDs’ en los que el
Gobierno Federal garantiza los ingresos mínimos y máximos por el total de la producción de los proyectos.
Durante 2024 se han realizado dos procesos principales:
•
recibió más de un tercio de la capacidad subastada. Los proyectos seleccionados incluyen una
combinación de energía solar, eólica y tecnologías híbridas con almacenamiento en batería.
•
GW. Esta subasta también se centró en proyectos de energía renovable y almacenamiento en baterías.
Los proyectos seleccionados se espera que entren en funcionamiento entre 2026 y 2028.
El 10 de diciembre de 2024 se aprobó la “Future Made in Australia Act", que tiene como objetivo prioritario
apoyar la transición de Australia hacia una economía neta cero y atraer inversiones para hacer de Australia un
líder en energía renovable, añadiendo valor a los recursos naturales y fortaleciendo la seguridad económica.
192
La Ley destinará unos fondos de $22.770 millones de dólares australianos para desarrollar áreas cruciales tales
como energías renovables, formación en economía sostenible, o mejora de la utilización de los recursos
naturales y minerales de importancia crítica en el país.
Le Ley también modifica el sistema de Garantías de Origen, actualizando a un nuevo sistema, (denominado
REGO). Este nuevo esquema garantizará que después de 2030, fecha en la que expira el actual marco de
certificación de certificados verdes “LGC” (Large-scale Generation Certificates), Australia disponga de un
sistema complementario para seguir apoyando la verificación, demanda voluntaria, compra y el comercio de
energía renovable.
El sistema REGO funcionará en paralelo con el marco de LGC’s hasta el año 2030, pero no podrá utilizarse para
cumplir con los objetivos de energía renovable anteriores a ese año. Se estima que durante el periodo de
transición el cambio de modelo no produzca impactos significativos en el precio de los certificados actuales.
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
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.
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
193
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.
En septiembre de 2023, el gobierno indio anunció una inversión de 450 millones de dólares para desarrollar
la capacidad de almacenamiento en baterías de 4 GWh para el año fiscal 2030. Este programa ofrece incentivos
de hasta el 40% de los costes de capital para fomentar la creación de unidades de fabricación de baterías, con
el objetivo de mitigar las fluctuaciones en el suministro de energía renovable, mejorar la estabilidad de la red
eléctrica y reducir la dependencia de combustibles fósiles.
En septiembre de 2024, India había alcanzado una capacidad instalada total de generación eléctrica de 453
GW, con un 45% proveniente de fuentes renovables, incluyendo la gran hidroeléctrica. Se espera que para el
año fiscal 2025, las energías renovables representen el 23% de la generación eléctrica total. A finales del año
2024 había cerca de 80 GW de proyectos solares, eólicos e híbridos en construcción, y otros 95 GW en
diferentes etapas de desarrollo.
En noviembre de 2024, el ministro federal de energía instó a los estados sin recursos de carbón a considerar
la instalación de plantas de energía nuclear en las localizaciones de las plantas térmicas de carbón retiradas.
Esta iniciativa se alinea con la propuesta del presupuesto federal de asociarse con entidades privadas para
desarrollar pequeños reactores nucleares, aumentando la generación de electricidad sin emisiones de
carbono. Actualmente, India cuenta con aproximadamente 8 GW de capacidad nuclear y planea incrementarla
a 20 GW para 2032.
En diciembre de 2024, el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables de India (MNRE) anunció planes para
exigir la inclusión de capacidad de almacenamiento en baterías en nuevos proyectos solares y eólicos.
Inicialmente, se propone un requisito del 10% de la capacidad de almacenamiento de una planta de energía
renovable, con la posibilidad de incrementarlo con el tiempo hasta un 30-40%, a medida que vaya
disminuyendo el precio de las baterías.
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
194
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.
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.
En relación con el plan de inversión para la Alianza para la Transición Energética Justa (JETP), lanzado en 2022,
que planteaba la inversión de más de 86.000 millones de dólares en la transición energética del país durante
los siguientes cinco años (dos tercios de ellos dedicados al sector eléctrico, reemplazando las centrales de
carbón por otras fuentes de energía y haciéndolo más privatizado y basado en el mercado), en julio de 2024
el Gobierno del presidente Cyril Ramaphosa anunció su intención de modificar los términos del acuerdo con
Climate Investment Funds (CIF, vinculado al Banco Mundial), para que no se le exigiera el cierre de tres
centrales eléctricas de carbón durante los siguientes años, justificándolo por preocupaciones de seguridad
energética y estabilidad del suministro mientras se avanza en la transición hacia energías limpias.
En 2024, la capacidad solar fotovoltaica total de Sudáfrica aumentó un 11,9% respecto a 2023, alcanzando los
8,97 GW. Este crecimiento refleja el compromiso continuo del país con la expansión de fuentes de energía
limpias y sostenibles. Según la Asociación de la Industria Fotovoltaica de Sudáfrica (SAPVIA), se espera que en
2025 entren en funcionamiento 375 MW adicionales de proyectos a escala de servicios públicos, con casi 500
MW actualmente en construcción.
Eskom, la empresa estatal sudafricana, completó la primera fase de su proyecto de almacenamiento en
baterías de 100 MWh ubicado en Worcester, iniciando la segunda fase del proyecto, que contempla la
instalación de 144 MW de capacidad de almacenamiento (con 616 MWh), en cuatro centros de distribución y
uno de transmisión. Además, se incorporarán 58 MW de energía solar fotovoltaica en estas instalaciones.
195
Por otro lado, Sudáfrica enfrenta serias dificultades para financiar la expansión de la red eléctrica, esencial
para integrar la generación renovable. Eskom luchó para asegurar los 21.000 millones de dólares necesarios
para modernizar la infraestructura de transmisión, debido a su alta deuda y la falta de garantías soberanas.
Esta situación ha retrasado la construcción de nuevas líneas de transmisión y ha obstaculizado la conexión de
proyectos renovables en áreas remotas.
Canadá
Bajo el Greenhouse Gas Pollution Pricing Act se adoptó en junio 2018 el Federal Carbon pollution System. El
sistema tiene dos puntos clave:
-
combustible en lugar de por los consumidores).
-
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.
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
196
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.
En mayo de 2024, Canadá publicó un informe de progreso sobre su Estrategia de Hidrógeno, lanzada en 2020.
El informe destaca más de 80 proyectos de hidrógeno bajo en carbono, con inversiones potenciales que
superan los 100.000 millones de dólares y la planificación de 13 instalaciones de producción. Además, se
introdujo un Crédito Fiscal para Inversiones en Hidrógeno Limpio en junio de 2024, destinado a atraer
inversiones y fomentar la innovación en el sector. Este Crédito Fiscal se amplió en diciembre al hidrógeno
obtenido por pirólisis de metano.
En diciembre de 2024, el gobierno canadiense finalizó la regulación de Electricidad Limpia (Clean Electricity
Regulations, CER), que establecen un marco para alcanzar una red eléctrica cero emisiones para 2050. Esta
iniciativa busca promover inversiones en energías limpias y almacenamiento, y asegurar la confiabilidad y
asequibilidad del suministro eléctrico. Aunque inicialmente se había propuesto el objetivo para 2035, se ajustó
a 2050 tras consultas con las provincias y la industria energética, ante el riesgo de encarecer y poner en riesgo
la seguridad del suministro.
Tras la renuncia del Primer Ministro, Justin Trudeau, los sondeos dan por ganadora de las próximas elecciones
a la actual oposición conservadora. De llegar al poder, se prevé que sus políticas se dirijan a desregularizar los
mercados, reducir los impuestos, conceder más autonomía legislativa a las 10 provincias frente a la normativa
a nivel federal promovida por los liberales y a facilitar y acelerar la aprobación de instalaciones de gas (plantas
de GNL, extensión del sistema gasista, refinerías), nucleares y de extracción de minerales críticos.
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.
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.
197
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
”
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 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
198
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.
Desde el inicio de la invasión rusa en febrero de 2022, Ucrania ha enfrentado grandes desafíos en su sistema
eléctrico por la destrucción de infraestructuras críticas y la reducción considerable en su capacidad de
generación (aproximadamente de 9 GW). A pesar de estas adversidades, el país ha implementado y propuesto
varias normativas y estrategias para fortalecer y modernizar su sector eléctrico en las áreas de energías
renovables, hidrógeno, almacenamiento y redes de distribución y transmisión.
En febrero de 2023, la Unión Europea y Ucrania firmaron un memorando de entendimiento para una
asociación estratégica en biometano, hidrógeno y otros gases sintéticos. Según investigadores ucranianos, con
un desarrollo adecuado de la energía eólica, Ucrania podría producir hasta 19,5 millones de toneladas de
hidrógeno verde al año, el doble de los planes de producción anual de la UE para 2030. La UE ya considera a
Ucrania como uno de los principales corredores para la importación de hidrógeno verde y en noviembre de
2023 la Comisión Europea incluyó en la lista de PCIs/PMIs un proyecto de corredor destinado a transportar
hidrógeno desde Ucrania hacia Eslovaquia, República Checa, Austria y Alemania.
En diciembre de 2023, el Operador del Sistema de Transmisión de Ucrania, fue aceptado como miembro de
pleno derecho de la Red Europea de Operadores del Sistema de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E), con
efectividad a partir del 1 de enero de 2024. Esta integración marca un hito en la sincronización del sistema
eléctrico ucraniano con la red de Europa continental (en marzo de 2022 ya había tenido lugar una
sincronización de emergencia, junto a Moldavia), fortaleciendo la cooperación y mejorando la seguridad y
resiliencia del sistema eléctrico interconectado.
El gobierno ucraniano aprobó el 18 de marzo de 2024 el Ukraine Facility Plan, que esboza la visión de Ucrania
para un crecimiento socioeconómico a medio plazo - 4 años, hasta 2027 -, buscando acercar al país al mercado
único europeo, en línea con los estándares y políticas comunes de la Unión Europea (UE). El Plan será la base
para la implementación del programa de apoyo financiero de la UE a Ucrania en el período 2024-2027 (“The
Ukraine Facility”), dependiendo directamente el lanzamiento del programa y los posteriores reembolsos (hasta
50.000 M€) de la consecución de los hitos incluidos en el Plan.
La CE publicó el 15 de abril la evaluación positiva del Plan. En particular, la CE dio su aprobación a la
constitución del Plan como “respuesta específica y bien equilibrada” a (i) los objetivos del programa de apoyo
financiero, (ii) a los desafíos del proceso de adhesión de Ucrania a la UE y (iii) a las necesidades de
recuperación, reconstrucción y modernización de Ucrania (sin esperar al fin de la guerra). El Plan contiene 69
reformas – desagregadas en 146 hitos trimestrales, 10 de ellos inversiones concretas - que afectan a sectores
e industrias clave, previamente seleccionadas por su mayor impacto en el crecimiento de la economía local,
con el afán de atraer nuevas inversiones. Entre estas actuaciones, destacan:
•
penetración renovable hasta el 27,1% de la energía final bruta para el 2030.
•
•
flexible.
En septiembre de 2024, la Unión Europea anunció un paquete de ayuda de 160 millones de euros destinado
a restaurar aproximadamente el 15% de la red eléctrica ucraniana dañada por los ataques rusos. Esta
asistencia incluye 60 millones de euros para refugios y estufas y cerca de 100 millones de euros provenientes
de beneficios de activos rusos congelados, destinados a reparaciones y al fomento de energías renovables.
Además, se presentaron diez medidas clave para reforzar la infraestructura energética de Ucrania, entre las
que se destacan la descentralización del suministro eléctrico y el aumento de la capacidad de importación de
electricidad y gas desde la UE.
199
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.
200
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 de parámetros
retributivos aplicable al semiperiodo 2023-2025:
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-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-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
14,01
6,71
201
CORPORACIÓN ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES
INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO DEL EJERCICIO 2024
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 biocombustibles, cogeneración, comercialización,
eficiencia energética y otros de menor significatividad.
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 estado de situación financiera 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 Estado de Situación Financiera Consolidado.
202
Deuda financiera excluyendo NIIF 16:
“Efectivo y otros medios líquidos equivalentes” y “Otros activos financieros corrientes” del Activo del Estado
de Situación Financiera Consolidado.
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
excluyendo NIIF 16 menos la Deuda de proyecto.
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, además del flujo de caja relacionado con las desinversiones. 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.
203
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
Estado de Situación Financiera 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
204
1.
Resumen Ejecutivo
a)
Principales hitos del periodo
◾
En 2024, el Grupo batió por segundo año consecutivo su récord de crecimiento con la incorporación de
2 GW de nueva potencia, alcanzando una capacidad instalada total de 15,4 GW.
◾
Durante el ejercicio, el Grupo lanzó con éxito su nueva estrategia de rotación de activos, anunciando
dos operaciones de venta de activos hidráulicos por un valor conjunto de €1.253 millones
aproximadamente. La operación de venta de activos hidráulicos a Elawan (€293 millones, 175 MW) se
cerró el pasado noviembre, y la operación acordada con Endesa (€960 millones, 623 MW) se consumó
el 26 de febrero de 2025.
◾
El Grupo alcanzó con holgura su objetivo de EBITDA de €1.000 millones a pesar de una baja producción,
gracias principalmente a precios capturados mejores de lo esperado. Destaca la fuerte mejora de
precios y normalización del equilibrio entre demanda eléctrica y generación en España en la segunda
mitad del año.
◾
El Grupo redujo su inversión neta gracias a cierta moderación de la inversión ordinaria, el cumplimiento
de sus objetivos de monetización parcial de MacIntyre, así como a las desinversiones efectuadas
durante el periodo.
◾
Destaca el mantenimiento de la calificación crediticia ‘BBB- con perspectiva Estable’ de Fitch durante el
2024 que refrenda el compromiso del Grupo con sus ratings
investment grade
ante máximos de inversión durante el periodo 2023-24.
◾
La deuda financiera neta se sitúa en €4.076 millones y el ratio de Deuda Financiera Neta a EBITDA en
3,63x. La deuda financiera neta asociada a activos mantenidos para la venta asciende a €821 millones,
de los cuales €350 millones corresponden a los activos hidráulicos de la operación de Endesa ya
ejecutada.
◾
Los ingresos del Grupo durante el ejercicio se situaron en €3.048 millones, un descenso del 14,1%. El
EBITDA se situó en €1.123 millones (-12,6%). El Resultado Neto asciende a €357 millones (-31,9%).
◾
La capacidad instalada total de grupo asciende a 15.354 MW, un crecimiento de 1,8 GW netos en los
últimos doce meses.
◾
La compañía incorporó aproximadamente 2 GW de nueva potencia principalmente por el desarrollo de
cartera propia en países como Australia, India, Canadá, Estados Unidos, España y Croacia, así como la
adquisición puntual de 297 MW eólicos del complejo eólico Green Pastures en Tejas.
◾
Otros movimientos relevantes incluyen la venta de 175 MW hidráulicos en España y de 24 MW en
Hungría, así como los desmantelamientos de capacidad eólica de 74 MW en EE.UU. y de 53 MW en
España, estos últimos para su repotenciación.
◾
La capacidad consolidada alcanza 13.630 MW con un incremento de 1.498 MW. La diferencia principal
entre el crecimiento neto en términos consolidados frente al total corresponde a la asignación de 277
MW de MacIntyre al socio tras consumarse el acuerdo de inversión conjunta durante el ejercicio.
205
◾
La potencia en construcción a 31 de diciembre de 2024 se sitúa en 572 MW, frente a 1.576 MW a finales
del año anterior, reflejando la superación del punto álgido del reciente ciclo inversor. La capacidad en
construcción corresponde a proyectos en India (Juna solar, 167 MW), Australia (Aldoga PV, 107 MW),
Filipinas (Kalayaan II eólico, 101 MW), España (repotenciación del parque eólico Tahivilla 84 MW,
biomasa Logrosán 50 MW) y Canadá (Forty Mile eólico, 63 MW).
◾
La producción total del grupo subió un 7,3% hasta alcanzar 26.708 GWh. La producción consolidada por
su parte asciende a 23.821 GWh, un crecimiento del 11,1% (+2,4 TWh). El crecimiento responde
principalmente a la contribución de la nueva capacidad puesta en funcionamiento.
◾
En cuanto a la base de activos ya existente, la extraordinaria producción hidráulica en España se ve
compensada en gran medida por la peor producción internacional, particularmente en México. Así, en
términos homogéneos, la producción consolidada en España crece un 7,7% acercándose a los niveles
esperados (año de hidraulicidad muy alta compensada por vertidos en la primera mitad del año),
mientras que desciende un 6,1% en Internacional.
◾
El precio medio capturado descendió un 20,4% a €68,7/MWh frente a €86,4/MWh en 2023. El precio
medio capturado por el negocio en España descendió a €76,9/MWh (-29,5%). En Internacional, el precio
medio se sitúa en €61,6/MWh, un 6,8% inferior al del año anterior (€66,1/MWh), con menores precios
excepto en Chile, Australia y Resto del mundo.
◾
La compañía invirtió €1.538 millones en términos de inversión neta ordinaria, que incluye la
monetización parcial del parque eólico de MacIntyre en Australia por importe aproximado de €325
millones. Las desinversiones durante el periodo aportaron recursos por importe de €314 millones. Así,
el cashflow neto de inversión se situó en €1.224 millones, frente a €2.321 millones en 2023.
◾
Adicionalmente, durante el ejercicio la compañía monetizó incentivos fiscales en Estados Unidos por
importe de €260 millones e invirtió en autocartera €52 millones bajo el programa de recompra de
acciones anunciado en agosto de 2023 y finalizado en febrero de 2024.
◾
La deuda financiera neta se sitúa en €4.076 millones frente a €3.726 millones a cierre de 2023, lo que
supone un ratio de Deuda Financiera Neta a EBITDA de 3,63x.
◾
La deuda financiera neta asociada a activos mantenidos para la venta asciende a €821 millones que
compara con €373 millones a diciembre de 2023. Dicha deuda adicional está asociada a un perímetro
de activos eólicos en España, activos de generación eólica y fotovoltaica en Sudáfrica, y los activos
hidráulicos transferidos a Endesa (€350 millones de deuda) el día 26 de febrero de 2025.
◾
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 8%, debido fundamentalmente a mayores emisiones de alcance 1 en la planta
termosolar Nevada Solar One, en EE.UU. Pese al incremento en emisiones, éstas se mantienen muy por
debajo de los objetivos de descarbonización de la compañía, alineados con SBTi. Se ha incrementado el
peso del consumo de electricidad renovable hasta un 99% del consumo total, lo que ha permitido
reducir un 73% las emisiones de alcance 2. Respecto a los indicadores sociales, se han producido tres
accidentes fatales de trabajadores de subcontratas; se ha lanzado un Plan de Choque en Prevención de
Riesgos Laborales, para reforzar el sistema de gestión de seguridad y salud, aplicable a empleados
propios y trabajadores de subcontratas. En materia de gobernanza, se han adaptado 7 políticas de
Sostenibilidad, para adaptarlas a los requerimientos de CSRD.
206
b)
Magnitudes Cuenta de Resultados Consolidada
2024
2023
Variación m€
Variación (%)
Importe neto de la cifra de negocios
3.048
3.547
(499)
-14,1%
Resultados Bruto de Explotación (EBITDA)
1.123
1.285
(162)
-12,6%
Resultado antes de impuestos (BAI)
482
776
(294)
-37,9%
Resultado neto atribuible
357
524
(167)
-31,9%
c)
Magnitudes de Balance
2024
2023
Variación m€
Variación (%)
Patrimonio neto
6.237
6.234
3
0,0%
Deuda financiera neta
4.076
3.726
350
9,4%
Deuda financiera neta excluyendo NIIF 16
3.520
3.212
308
9,6%
Deuda financiera neta/EBITDA
3,63x
2,90x
0,73
n.a
d)
Magnitudes Operativas
2024
2023
Variación m€
Variación (%)
Capacidad total (MW)
15.354
13.523
1.831
13,5%
Capacidad consolidada (MW)
13.630
12.131
1.499
12,4%
Producción total (GWh)
26.708
24.894
1.814
7,3%
Producción consolidada (GWh)
23.821
21.433
2.388
11,1%
Número medio de empleados
3.244
3.099
145
4,7%
207
31-dic-24
Total
Consol.
Pta. Equiv
Minorit.
Neto
Total
Consol.
Pta. Equiv
Minorit.
Neto
Total
Consol.
Neto
España
12.353
11.123
591
-273
11.440
11.766
10.146
787
-220
10.713
5%
10%
7%
Eólico
9.124
7.914
582
-258
8.237
9.374
7.775
778
-205
8.348
-3%
2%
-1%
Hidráulico
2.509
2.509
0
0
2.509
1.744
1.744
0
0
1.744
44%
44%
44%
Solar Fotovoltaica
342
322
9
0
331
298
277
9
0
286
15%
16%
16%
Biomasa
378
378
0
-15
363
351
351
0
-15
335
8%
8%
8%
Almacenamiento
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
n.a
n.a
n.a
Internacional
14.355
12.698
690
-1.684
11.704
13.128
11.287
785
-1.754
10.318
9%
12%
13%
Eólico
10.019
9.424
159
-1.519
8.064
9.766
9.168
156
-1.592
7.733
3%
3%
4%
México
2.701
2.701
0
-466
2.235
3.009
3.009
0
-503
2.506
-10%
-10%
-11%
EEUU
1.968
1.884
12
-202
1.693
1.946
1.881
4
-225
1.659
1%
0%
2%
Australia
1.423
1.287
67
-183
1.171
1.327
1.205
61
-181
1.086
7%
7%
8%
India
362
362
0
-46
315
398
398
0
-51
347
-9%
-9%
-9%
Italia
230
230
0
-58
173
251
251
0
-63
188
-8%
-8%
-8%
Canadá
497
413
0
-100
313
466
378
0
-95
284
7%
9%
10%
Sudáfrica
340
340
0
-200
140
352
352
0
-207
145
-3%
-3%
-3%
Portugal
288
288
0
-88
200
271
271
0
-83
188
6%
6%
6%
Polonia
224
224
0
-56
168
222
222
0
-56
167
1%
1%
1%
Costa Rica
212
212
0
-74
138
246
246
0
-86
160
-14%
-14%
-14%
Chile
798
798
0
-27
771
846
846
0
-25
821
-6%
-6%
-6%
Croacia
74
74
0
-18
55
74
74
0
-18
55
0%
0%
0%
Hungría
31
0
15
0
15
45
0
22
0
22
-30%
n.a
-30%
Vietnam
260
0
65
0
65
277
0
69
0
69
-6%
n.a
-6%
Perú
611
611
0
0
611
36
36
0
0
36
n.a
n.a
n.a
Solar Fotovoltaica
4.243
3.181
531
-141
3.571
3.268
2.025
629
-139
2.515
30%
57%
42%
Chile
1.064
1.064
0
0
1.064
1.198
1.198
0
0
1.198
-11%
-11%
-11%
Sudáfrica
201
201
0
-118
83
198
198
0
-116
81
2%
2%
2%
Portugal
76
76
0
-19
57
92
44
31
-19
56
-17%
72%
1%
México
636
0
318
0
318
772
0
386
0
386
-18%
n.a
-18%
Egipto
427
0
213
0
213
424
0
212
0
212
1%
n.a
1%
Ucrania
112
112
0
-4
107
105
105
0
-4
101
7%
7%
7%
EE.UU.
1.633
1.633
0
0
1.633
424
424
0
0
424
n.a
n.a
n.a
Rep. Domincana
96
96
0
0
96
57
57
0
0
57
70%
70%
70%
Australia
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
n.a
n.a
n.a
India
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
n.a
n.a
n.a
Solar Termoeléctrica (EE.UU.)
92
92
0
-23
69
93
93
0
-23
70
-1%
-1%
-1%
Almacenamiento (EE.UU.)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
n.a
n.a
n.a
Total Producción
26.708
23.821
1.281
-1.957
23.144
24.894
21.433
1.572
-1.974
21.031
7,3%
11%
10%
Total Eólico
19.143
17.338
741
-1.778
16.301
19.141
16.943
934
-1.796
16.081
0%
2%
1%
Total otras tecnologías
7.565
6.483
540
-180
6.843
5.753
4.490
638
-178
4.950
31%
44%
38%
Var % GWh
FY 2024 Producción (GWh)
FY 2023 Producción (GWh)
e)
Desglose de capacidad instalada (MW)
f)
Desglose de producción consolidada (GWh)
208
2.
Cuenta de Pérdidas y Ganancias Consolidada
a)
Cifra de Negocios
2024
2023
Var.
Var. (%)
España
1.889
2.426
(537)
(22,1%)
Resto de Europa
316
279
37
13,3%
América
699
708
(9)
(1,3%)
Australia
65
56
9
16,1%
Otras zonas
79
78
1
1,3%
Total Cifra de Negocios
3.048
3.547
(499)
(14,1%)
2024
2023
Var.
Var. (%)
Eólica
1.300
1.645
(345)
(21,0%)
Fotovoltaica
180
150
30
20,0%
Hidráulica
181
174
7
4,0%
Biomasa y Termosolar
71
66
5
7,6%
Otras
1.316
1.512
(196)
(13,0%)
Total Cifra de Negocios
3.048
3.547
(499)
(14,1%)
La cifra de negocios disminuyó un 14,1% situándose en €3.408 millones principalmente por la caída de los
precios de la electricidad, particularmente en España.
España
La cifra de negocios en España se situó en €1.889 millones, una reducción del 22,1% principalmente por la
reducción del precio capturado y a pesar de la mejor producción, que en términos consolidados sube casi 1
TWh hasta alcanzar 11.123 GWh (+9,6%). El EBITDA cae a €506 millones (-31,3%) principalmente por la
normalización de precios en el mercado español que la compañía ha atenuado con las coberturas de precio.
La capacidad instalada consolidada en España se sitúa a 31 de diciembre de 2024 en 5.718 MW frente a 5.839
MW en 2023, disminuyendo en 121 MW principalmente por la venta de 175 MW hidráulicos, así como el
desmantelamiento de capacidad eólica de 53 MW para su repotenciación en el parque de Tahivilla en Cádiz.
La producción consolidada aumentó un 9,6% durante el año 2024 situándose en 11,123 GWh, por la
extraordinaria producción hidráulica. Así, en términos homogéneos, la producción consolidada en España
crece un 7,7% acercándose a niveles esperados (año de hidraulicidad muy alta compensada por vertidos de
producción en la primera mitad del año).
El precio medio capturado por el negocio en España desciende a €76,9/MWh (-29,5%) mientras que el precio
medio del mercado mayorista cayó de €87,1/MWh a €63,0/MWh (-27,6%).
◾
Las ventas de energía en el mercado alcanzaron un precio medio de €61,9/MWh.
◾
Las coberturas de precio mediante derivados financieros y contratos a largo plazo aportaron €9,5/MWh.
◾
Así, el precio medio de mercado capturado teniendo en cuenta las coberturas se situó en €71,3/MWh.
◾
Los ingresos regulatorios aportaron €2,7/MWh (€29 millones comparado con €11 millones en 2023).
◾
El ajuste neto de bandas regulatorias suma €2,9/MWh (€32 millones). De acuerdo con los criterios
contables adoptados por la CNMV, el Gru`p reconoce en sus ingresos el ajuste por desviaciones en el
209
precio de mercado - el mecanismo de bandas regulatorias - en aquellas instalaciones tipo reguladas con
Valor Neto del Activo regulatorio positivo y para las que la Compañía estima, a 31 de diciembre de 2024,
que puedan ser requeridos ingresos regulatorios en el futuro para alcanzar la rentabilidad regulada del
7,39%.
El ajuste neto en 2024 incluye la re stitución no recurrente de pasivos por importe aproximado de €60
millones correspondientes a dos añadas eólicas (IT) adicionales que, dada la menor expectativa de
precios de mercado a futuro, pasan a contabilización regulatoria (mecanismo de bandas); dicho impacto
negativo se ha ido compensando durante el ejercicio principalmente por el registro de ajuste de bandas
positivo en las producciones correspondientes a estas añadas, siendo el resultado neto su ajuste una
contribución positiva de €7 millones aproximadamente.
Internacional
La cifra de negocios del perímetro internacional ha sido de €1.159 millones, un 3,4% superior a la del ejercicio
pasado gracias al crecimiento de la producción en un 12,5% (12.698 GWh) que excede el efecto de un precio
medio más moderado en 2024 de €61,6/MWh, frente a €66,1/MWh en el ejercicio anterior.
◾
La capacidad instalada Internacional a 31 de diciembre de 2024 se situó en 9.635 MW. La compañía
incorporó 2 GW de nueva potencia principalmente por el desarrollo de cartera propia en países como
Australia, India, Canadá, Estados Unidos, España y Croacia, así como la adquisición puntual de 297
MW eólicos del complejo eólico Green Pastures en Tejas. Como parte de la operación Green Pastures,
la compañía adquirió un 15% en otro parque eólico de 150 MW (Briscoe) en la misma región que se
incorporan a la cifra de capacidad instalada total. Asimismo, se han vendido 24 MW en Hungría y se
han desmantelado 74 MW en EE.UU., de los cuales 71 MW corresponden a un parque en el que
ACCIONA Energía tenía una participación minoritaria (25%).
◾
La producción consolidada creció un 12,5% hasta alcanzar 12.698 GWh, gracias a la producción de
nuevos activos, pero con un recurso eólico especialmente escaso en mercados importantes para la
compañía como son México y Australia, y en menor medida, Norteamérica.
◾
El precio medio se sitúa en €61,6/MWh, un 6,8% inferior al del año anterior (€66,1/MWh). Los precios
capturados descienden principalmente en USA & Canadá por menores precios mayoristas en la
energía eólica, y porque en el año 2023 la energía en pruebas de la nueva capacidad solar capturó
temporalmente precios de mercado muy altos antes de que entraran en vigor los PPAs.
◾
En México, el precio medio cae ligeramente por la regularización del término de potencia positivo el
año anterior, mientras que en Chile se produce una fuerte recuperación del ingreso unitario gracias
en parte al reconocimiento de mayores ingresos derivados de los mecanismos de protección tarifaria
PEC de periodos anteriores por actualización de tarifas, no recurrente.
◾
En el resto de América, el precio medio cae principalmente por el efecto de la entrada en operación
de un año completo del parque eólico peruano de San Juan de Marcona, con una producción elevada
relativa respecto a los activos existentes en Costa Rica y República Dominicana, y que entra a un precio
menor.
◾
En Resto de Europa, el precio medio desciende reflejando el fin del régimen de tarifa regulado de la
central fotovoltaica de Moura, así como precios mayoristas más moderados.
210
b)
Resultado Bruto de Explotación (EBITDA)
2024
2023
Var.
Var. (%)
España
504
736
(232)
(31,5%)
Resto de Europa
91
101
(10)
(9,9%)
América
396
375
21
5,6%
Australia
67
10
57
570,0%
Otras zonas
65
63
2
3,2%
Total EBITDA
1.123
1.285
(162)
(12,6%)
2024
2023
Var.
Var. (%)
Eólica
684
943
(259)
(27,5%)
Fotovoltaica
183
149
34
22,8%
Hidráulica
214
149
65
43,6%
Biomasa y Termosolar
25
23
2
8,7%
Otras
17
21
(4)
(19,0%)
Total EBITDA
1.123
1.285
(162)
(12,6%)
El EBITDA del Grupo durante 2024 se sitúa en €1.123 millones, un 12,6% inferior al del ejercicio 2023
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 12,8%
alcanzando €619 millones.
c)
Resultado de Explotación (EBIT)
El Resultado de Explotación (EBIT) se situó en €699 millones, frente a los €916 millones en 2023. En la cuenta
de pérdidas y ganancias, el epígrafe de Resultado por deterioro de activos aporta un resultado neto positivo
de €134 millones, que responden principalmente a la reversión de deterioros correspondientes a las dos
operaciones de venta de activos hidráulicos españoles por un importe conjunto de €154 millones, a una
reversión de deterioro en Ucrania por importe de €16 millones, todo ello neto del deterioro de €32 millones
por el inicio del desmantelamiento del parque eólico de Tahivilla en España, que va a ser objeto de
repotenciación.
A efectos comparativos, cabe mencionar que en 2023 la cuenta de pérdidas y ganancias recogía, en el epígrafe
de Otras Ganancias o Pérdidas, el resultado positivo de €132 millones reflejando principalmente plusvalías por
la toma de control de la operadora de parques eólicos española Renomar así como la de la planta fotovoltaica
portuguesa de Moura.
211
d)
Resultado Antes de Impuestos (BAI)
2024
2023
Var.
Var. (%)
España
629
806
(177)
(22,0%)
Resto de Europa
45
33
12
36,4%
América
(169)
(24)
(145)
604,2%
Australia
(37)
(60)
23
(38,3%)
Otras zonas
14
21
(7)
(33,3%)
Total BAI
482
776
(294)
(37,9%)
2024
2022
Var.
Var. (%)
Eólica
76
614
(538)
(87,6%)
Fotovoltaica
73
38
35
92,1%
Hidráulica
341
127
214
168,5%
Biomasa y Termosolar
19
12
7
58,3%
Otras
(27)
(15)
(12)
80,0%
Total BAI
482
776
(294)
(37,9%)
El Resultado antes de Impuestos (BAI) fue de €482 millones reflejando la caída en EBITDA y EBIT, y el gasto
financiero neto de ingresos financieros que incrementa en €35 millones situándose en €189 millones por
mayor deuda financiera neta media y el mayor coste de financiación medio por mayor peso de la financiación
en dólar americano y australiano, reflejando la fuerte inversión en dichos mercados. Las diferencias de cambio
tienen una pérdida neta de €25 millones, frente a una ganancia de €5 millones el año anterior, reflejando la
devaluación del peso mexicano y el peso chileno frente al dólar americano en el ejercicio.
e)
Resultado Neto Atribuible (Resultado atribuible a la sociedad dominante)
El Resultado Neto Atribuible (Resultado atribuible a la Sociedad Dominante) se situó en €357 millones.
Las conciliaciones de los epígrafes de EBITDA, EBIT y BAI se encuentran detallados en la nota de Información
por segmentos (Nota 26).
3.
Estado de Situación Financiera Consolidado, Cashflow, e Inversión:
a)
Patrimonio Atribuible
El patrimonio atribuible de ACCIONA a 31 de diciembre de 2024 es de 5.843 millones, frente a 5.850 millones
a 31 de diciembre de 2023.
212
b)
Deuda Financiera Neta
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
Deuda de proyecto
356
547
(191)
-34,9%
Deuda corporativa
3.806
3.556
250
7,0%
4.162
4.103
59
1,4%
(642)
(891)
249
(27,9%)
Deuda financiera neta ex. NIIF 16
3.520
3.212
308
9,6%
Obligaciones de arrendamiento (Nota 5)
556
514
42
8,2%
Deuda financiera neta
4.076
3.726
350
9,4%
Origen de la
información
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
Deuda con entidades de crédito sin recurso
No corriente
(Nota 17)
136
303
(167)
(55,1%)
Deuda con entidades de crédito sin recurso
Corriente
(Nota 17)
49
70
(21)
(30,0%)
Obligaciones y bonos filiales mexicanas
(Nota 17)
171
174
(3)
(1,7%)
Deuda de proyecto
356
547
(191)
(34,9%)
La conciliación de la Deuda Financiera Neta a través de los epígrafes del Estado de Situación Financiera
Consolidado se detalla en la nota 15.g.
c)
Flujo de caja
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
Cashflow operativo
807
709
98
13,8%
Cashflow neto de inversión
(1.224)
(2.321)
1.097
(47,3%)
Cashflow de financiación y otros
109
17
92
541,2%
Variación en deuda financiera ex
NIIF.16 neta + Reduc / -Incrm.
(308)
(1.595)
1.287
-80,7%
La deuda financiera neta a 31 de diciembre de 2024 se situó en €4.076 millones (incluyendo €556 millones de
pasivo por la NIIF16), lo que supone un incremento de €350 millones respecto a diciembre de 2023, debido a
los siguientes factores:
-
Cash flow Operativo, por un importe de €807 millones.
-
Cash flow Neto de Inversión, por importe de -€1.224 millones, de los cuales -€1.434 millones es
inversión bruta ordinaria. El cash flow neto de inversión refleja también -€104 millones de diferimiento
neto de flujos de inversión y +€314 millones de recursos aportados por las desinversiones durante el
periodo.
-
Cash flow de Financiación y otros, se sitúa en €109 millones, incluye el pago del dividendo anual en
junio por importe de €158 millones, la reclasificación de €448 millones de deuda financiera neta
213
asociada a activos mantenidos para la venta, así como €-52m de inversión dentro del ya finalizado
programa de recompra de acciones propias.
La conciliación de los anteriores APM se muestra a continuación:
Origen
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
EBITDA
APM
1.123
1.285
(162)
(12,6%)
Ingresos y gastos financieros corrientes
EFE
(247)
(152)
(95)
62,5%
Variación de existencias
EFE
(10)
6
(16)
(266,7%)
Variación en activo/pasivo corrientes
EFE
213
(413)
626
(151,6%)
Resultado de sociedades por el método
de la participación
EFE
10
(81)
91
(112,3%)
Otros resultados que no generan
movimientos de fondos
EFE
(75)
(75)
Dividendos recibidos de entidades
asociadas y de otras inversiones
financieras no corriente
EFE
45
16
29
181,3%
Cobros/pagos por Impueso de
Sociedades
EFE
(211)
(282)
71
(25,2%)
Variación activo/pasivo no corriente
operativo
EFE
(56)
44
(100)
(227,3%)
Resultado venta rotación activos
Nota 24
(84)
(84)
n.a.
Aportaciones netas TEI
Nota 20
260
152
108
71,1%
Cobros de subvenciones
Nota 20
26
26
n.a.
Activación de gastos financieros
Nota 27
108
66
42
63,6%
Otros flujos de explotación
DNO
(295)
143
(438)
(306,3%)
Cashflow operativo
807
709
98
13,8%
Origen
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
Inversión bruta ordinaria
APM
(1.434)
(2.218)
784
(35,3%)
Variación "Proveedores de inmovilizado"
Nota 20
(58)
(47)
(11)
23,4%
Enajenación de empresas del Grupo y
asociadas
EFE
266
266
n.a.
Otros flujos de inversión
DNO
2
(56)
58
(103,6%)
Cashflow neto de inversión
(1.224)
(2.321)
1.097
-47,3%
Origen
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
Pago de dividendos
EFE
(158)
(230)
72
(31,3%)
Pago arrendamientos
EFE
(13)
(14)
1
(7,1%)
Pago de dividendos a socios externos
EFE
(30)
(56)
26
(46,4%)
Traspaso Deuda financiera excluyendo
NIIF 16 a mantenido venta
Nota 17
477
362
115
31,8%
Traspaso Efectivo y Activos financieros
corrientes a mantenido venta
Nota 22
(31)
(31)
n.a.
Autocartera
Nota 15
(52)
(65)
13
(20,0%)
Variación de derivados en deuda
financiera
Nota 17
(16)
(1)
(15)
1500,0%
Otros flujos de financiación
DNO
(68)
21
(89)
(423,8%)
Cashflow de financiación y otros
109
17
92
541,2%
214
d)
Inversiones
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
España
250
283
(33)
(11,7%)
América
673
1.199
(526)
(43,9%)
Australia
207
629
(422)
(67,1%)
Resto de Europa
51
98
(47)
(48,0%)
Otras zonas
253
9
244
2711,1%
Inversión bruta ordinaria
1.434
2.218
(784)
(35,3%)
La inversión bruta ordinaria ascendió a €1.434 millones, principalmente correspondiente a la inversión en
proyectos en Australia (Aldoga), Canadá (Forty Mile), India (Juna), España (Logrosán y la repotenciación de
Tahivilla), República Dominicana (Cotoperí), así como la inversión directa en desarrollo y en el resto de los
negocios energéticos del Grupo. Incluye además la adquisición de Green Pastures en Estados Unidos.
La reconciliación de la Inversión Bruta ordinaria se muestra a continuación:
Origen
2024
2023
Var.€m
Var. (%)
Variación Epígrafe de:
Altas de Inmovilizado Material (Coste)
Nota 4
(1.661)
(1.939)
278
(14,3%)
Altas de Otros activos Intangibles (Coste)
Nota 7
(30)
(30)
Adquisición de empresas (Efectivo
entregado)
Nota 2.3.g
(141)
141
(100,0%)
Otros flujos de inversión
DNO
257
(108)
365
(338,0%)
Inversión Bruta ordinaria
(1.434)
(2.218)
784
-35,3%
215
4.
Hechos relevantes del periodo
◾
2 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa
de Recompra de acciones entre el 26 de diciembre de 2023 y el 01 de enero de 2024.
-
ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 26 de diciembre de 2023 y
el 1 de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
9 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su Programa
de Recompra de acciones entre el 2 de enero de 2024 y el 8 de enero de 2024
-
ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 2 de enero de 2024 y el 8 de
enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
16 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 9 de enero de 2024 y el 15 de enero de 2024
-
ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 9 de enero de 2024 y el 15
de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
23 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 16 de enero de 2024 y el 22 de enero de 2024
-
ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 16 de enero de 2024 y el 22
de enero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
29 de enero de 2024: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez
comprendidas entre el 28/10/2023 y el 28/01/2024, ambos inclusive.
-
Se detallan las operaciones correspondientes al noveno trimestre de vigencia del citado contrato
(desde el 28 de octubre de 2023 hasta el 28 de enero de 2024, ambos inclusive)
◾
30 de enero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 23 de enero de 2024 y el 29 de enero de 2024
-
Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante
el período transcurrido entre el 23 de enero de 2024 y el 29 de enero de 2024, ambos inclusive.
216
◾
6 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 30 de enero de 2024 y el 5 de febrero de 2024
-
Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante
el período transcurrido entre el 30 de enero de 2024 y el 5 de febrero de 2024, ambos inclusive.
◾
13 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 6 de febrero de 2024 y el 12 de febrero de 2024
-
Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante
el período transcurrido entre el 6 de febrero de 2024 y el 12 de febrero de 2024, ambos inclusive.
◾
20 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 13 de febrero de 2024 y el 19 de febrero de 2024
-
Se detallan las operaciones sobre sus propias acciones en el marco del Programa de Recompra durante
el período transcurrido entre el 13 de febrero de 2024 y el 19 de febrero de 2024, ambos inclusive.
◾
27 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de las operaciones realizadas al amparo de su
Programa de Recompra de acciones entre el 20 de febrero de 2024 y el 26 de febrero de 2024
-
ACCIONA Energía informa de que durante el período transcurrido entre el 20 de febrero de 2024 y el
26 de febrero de 2024, ambos inclusive, la Sociedad no ha llevado a cabo operaciones sobre sus propias
acciones en el marco del Programa de Recompra.
◾
27 de febrero de 2024: ACCIONA Energía informa de la finalización de su Programa de Recompra de
acciones propias y la reactivación del contrato de liquidez
-
Acciona Energía informa de que, tras la última de las adquisiciones referidas a continuación, se ha
alcanzado el número máximo de acciones a adquirir bajo el Programa de Recompra, esto es, 4.938.759
acciones, representativas del 1,5%, aproximadamente, del capital social de la Sociedad.
Como se notificó con ocasión del inicio del Programa de Recompra, la finalidad de este es, junto con
otra, la de reducir el capital social de Acciona Energía mediante la amortización de 4.488.759 acciones,
representativas del 1,36% del capital social de la Sociedad adquiridas en el marco del Programa de
Recompra. Está previsto que dicha Reducción de Capital sea aprobada por la próxima Junta General
ordinaria de accionistas de Acciona Energía.
Como consecuencia de lo anterior, el Programa de Recompra ha finalizado de acuerdo con los términos
establecidos cuando fue anunciado.
◾
1 de marzo de 2024: ACCIONA Energía informa de las personas con responsabilidad de dirección
integrantes del equipo de dirección
217
-
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. Ana Benita Aramendia, Dª. Arantza Ezpeleta Puras, D. David Liste Alba, Dª. Elvira López
Prados, D. Joaquín Ancín Viguiristi, D. José Entrecanales Carrión, D. Juan Otazu Aguerri, Dª. Marta Simón
Benito, D. Rafael Esteban Fernández de Córdoba, D. Raimundo Fernández-Cuesta Laborde, D. Santiago
Gómez Ramos, Dª. Yolanda Herrán Azanza.
◾
25 de abril de 2024: 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 próximo día 6 de junio de 2024 a las 12:00 hrs. y 7 de junio de 2024 en segunda convocatoria,
a la misma hora (siendo previsible que se celebre en primera convocatoria). Se adjunta texto íntegro
de la convocatoria que será publicada asimismo en el diario EL PAÍS y en la página web de la sociedad,
www.acciona-energia.com.
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.
◾
30 de abril de 2024: ACCIONA Energía remite detalle de las operaciones del Contrato de Liquidez
comprendidas entre el 29/01/24 y el 29/04/24, ambos inclusive.
-
Se detallan las operaciones correspondientes al noveno trimestre de vigencia del citado contrato
(desde el 29 de enero de 2024 hasta el 29 de abril de 2024, ambos inclusive)
◾
30 de abril de 2024: ACCIONA Energía remite fe de erratas en relación al anuncio de Convocatoria de
la Junta General Ordinaria de Accionistas 2024
-
ACCIONA Energía remite un documento de fe de erratas que se elabora a los efectos de hacer constar
que en el anuncio de convocatoria de la Junta General Ordinaria de Accionistas de CORPORACIÓN
ACCIONA ENERGÍAS RENOVABLES, S.A. (la “Sociedad”) publicado el 25 de abril de 2024 en la página
web de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) y página web de la Sociedad, y en el
diario EL PAÍS el día 26 de abril de 2024, se omitió por error e involuntariamente, alguna de las
referencias previstas por los artículos 272 y 287 de la Ley de Sociedades de Capital y cuyo contenido
figuran en los dos últimos párrafos del apartado 9 del anuncio “Documentación a disposición del
accionista”.
◾
6 de junio de 2024: Renuncia de Consejera de la Sociedad
218
-
ACCIONA Energía informa de que, en el día de hoy Dª Karen Christiana Figueres Olsen ha presentado
su renuncia como Consejera Independiente, por razones personales, mediante carta dirigida al Consejo
de Administración. La Sra. Figueres Olsen era también miembro de la Comisión de Nombramientos y
Retribuciones.
◾
6 de junio de 2024: ACCIONA Energia informa de los acuerdos adoptados y el resultado de las
votaciones en la Junta General Ordinaria de Accionistas
-
En la Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada en el día de hoy, en primera convocatoria, con
asistencia del 94,1% del capital social (incluida autocartera), se han aprobado con el voto favorable de
al menos el 90,03% 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 (CNMV) el pasado 25 de abril de 2024,
con número de registro 28245.
◾
11 de junio de 2024: ACCIONA Energia 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 6 de junio de 2024,
aprobó el abono de un dividendo correspondiente al ejercicio 2023, pagadero el 20 de junio de 2024,
a través de las entidades participantes en la Sociedad de Gestión de los Sistemas de Registro
Compensación y Liquidación de Valores, S.A. (Sociedad Unipersonal) (IBERCLEAR).
-
Las fechas relevantes para el reparto del dividendo son las siguientes: Last trading date: 17 de junio de
2024. ExDate: 18 de junio de 2024. Record Date: 19 de junio de 2024. Fecha de pago: 20 de junio de
2024.
-
Asimismo, se informa que el importe bruto del dividendo de 0,48 € por acción aprobado por la Junta
General de Accionistas, se ha visto ligeramente incrementado hasta la cifra de 0,48719184 euros por
acción, 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.
◾
13 de junio de 2024: Acciona Energia informa de la reafirmación del rating concedido por la agencia
de calificación Fitch Ratings
-
La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings ha reafirmado en el día de hoy 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”.
◾
21 de junio de 2024: ACCIONA Energía informa de la ejecución de la reducción de capital social
mediante la amortización de acciones propias acordada por la Junta General de Accionistas
219
-
La Sociedad, conforme al acuerdo adoptado por la Junta General de Accionistas celebrada el pasado 6
de junio de 2024, (OIR con número de registro 29055), ha procedido a ejecutar, con efectos en el 21
de junio, el acuerdo de reducción de capital en 4.488.759 euros mediante la amortización de 4.488.759
acciones propias de un (1) euro de valor nominal cada una, adquiridas al amparo del Programa de
Recompra de Acciones Reglamento (UE) nº 596/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 16 de
abril de 2014, sobre abuso de mercado y del Reglamento Delegado (UE) 2016/1052 de la Comisión, de
8 de marzo de 2016, y cuya finalidad era la de reducir capital mediante la amortización de acciones
propias y en menor medida, cumplir las obligaciones que puedan derivarse de los Programas de
Entrega de Acciones a consejeros ejecutivos, directivos y empleados del Grupo (IP con número de
registro 1965. OIR 26833).
◾
2 de julio de 2024: Acciona Energía informa de la inscripción de la escritura de reducción de capital
social mediante amortización de acciones propias
-
Como continuación de las comunicaciones de Otra Información Relevante (OIR con números de
registro 29055 y 29259), se informa que con fecha 27 de junio de 2024 se ha inscrito en el Registro
Mercantil de Madrid, sin modificación alguna, la escritura pública de Reducción de Capital Social y
consecuente modificación estatutaria, en la cuantía de 4.488.759 euros mediante la amortización de
4.488.759 acciones propias de un (1) euro de valor nominal cada una. Como resultado de la Reducción
de Capital, la cifra del Capital Social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. queda fijada
324.761.830€ euros, dividido en igual número de acciones de un euro de valor nominal cada una. Todas
las acciones pertenecen a la misma clase y tienen los mismos derechos.
◾
26 julio 2024: ACCIONA Energía informa de la rebaja de la calificación crediticia de la Compañía por
parte de DBRS
-
La agencia de calificación crediticia DBRS Ratings GmbH (DBRS Morningstar) ha anunciado hoy la rebaja
del rating de ACCIONA Energía de ‘BBB (high)’ a ‘BBB’ y el rating a corto plazo de ‘R-2 (high) a ‘R-2
(middle)’ ambos con perspectiva estable. Dichos ratings se sitúan dentro de la categoría de Investment
Grade.
◾
12 de noviembre 2024: ACCIONA Energía informa del cierre de la operación para la venta de
instalaciones hidráulicas en España
-
ACCIONA Energía ha anunciado hoy el cierre de la venta de 175MW hidroeléctricos en España a Elawan
Energy, filial de ORIX Corporation, tras cumplir con la condición en materia de inversión extranjera a la
que estaba sujeta la operación. ACCIONA Energía ha recibido €293 millones de euros por la venta,
generando una plusvalía de €180 millones. Los 175MW objeto de la transacción se corresponden con
el 100% del grupo Acciona Saltos de Agua, S.L. (ASA), formado por 23 centrales hidroeléctricas de
embalse (77% de la capacidad) y fluyentes (23% de la capacidad) de tamaño pequeño y medio, situadas
en Aragón, Cantabria y Cataluña. Los proyectos tienen acuerdos de concesión a largo plazo con una
vida media restante de 23 años. Esta operación forma parte de la estrategia de rotación de activos de
la compañía y pone de relieve su valor en el mercado.
◾
10 de diciembre 2024: ACCIONA Energía informa de las personas con responsabilidad de dirección
integrantes del equipo de dirección
220
-
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. Ana Benita Aramendia
Dª. Arantza Ezpeleta Puras
Dª. Elvira López Prados
D. Joaquín Ancín Viguiristi
D. José Entrecanales Carrión
D. Juan Otazu Aguerri
Dª. Marta Simón Benito
D. Rafael Esteban Fernández de Córdoba
D. Raimundo Fernández-Cuesta Laborde
D. Santiago Gómez Ramos
Dª. Yolanda Herrán Azanza
Esta comunicación sustituye y deja sin efecto la relación de personas incluida en la última
comunicación de fecha 1 de marzo de 2024 (OIR 27222).
◾
30 de diciembre 2024: ACCIONA Energía informa de la reafirmación del rating concedido por la agencia
de calificación Fitch Ratings
-
La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings ha reafirmado en el día de hoy 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”.
5.
Capital Social
A 31 de diciembre de 2024 el capital social de Corporación Acciona Energías Renovables, S.A. ascendía a
324.761.830 euros, representado por 324.761.830 acciones ordinarias de 1 euro de valor nominal cada una.
El Grupo mantiene a 31 de diciembre de 2024 un total de 3642.162 acciones propias en autocartera,
representativas del 0,112% del Capital Social.
El movimiento de las acciones propias durante el presente ejercicio es el siguiente:
221
2024
2023
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Número de
acciones
Coste (millones
de euros)
Saldo inicial
2.642.747
69
130.951
4
Altas
5.504.324
111
3.057.275
100
Bajas
(5.520.340)
(112)
(3.058.344)
(100)
Movimientos contrato de liquidez
(16.016)
(1)
(1.069)
--
Reducción de capital
(4.488.759)
(106)
--
--
Altas
2.426.070
56
2.512.865
65
Bajas
(199.880)
(9)
Resto de movimientos
2.226.190
47
2.512.865
65
Saldo final
364.162
9
2.642.747
69
6.
Dividendo
El 6 de junio de 2024 la Junta General de Accionistas aprobó el abono de un dividendo correspondiente al
ejercicio 2023, pagadero el 20 de junio de 2024 de €0,48 por acción por un importe total de €158 millones. El
26 de febrero de 2025 el Consejo de Administración de ACCIONA Energía propuso la distribución de un
dividendo de €143 millones (€0,44 por acción) con cargo a los resultados del ejercicio 2024.
7.
Datos y evolución bursátil
a)
Evolución bursátil
b)
Principales datos bursátiles
Precio 31 diciembre 2024 (€/acción)
17,80
Precio 29 diciembre 2023 (€/acción)
28,08
Precio mínimo FY24 (30/12/2024)
17,72
Precio máximo FY24 (02/01/2024)
27,18
Volumen medio diario (acciones)
541.142
Volumen medio diario (€)
Número de acciones
324.761.830
Capitalización bursátil 31 diciembre 2024 (millones de €)
222
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.
a)
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 (ver Anexo V) se preveía 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.
Por último, el 31 de mayo de 2024 se ha publicado la Orden TED/526/20024 por la que se establece la nueva
metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía
eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta orden cambia
la metodología retributiva para las instalaciones de biomasa con efectos desde 1 de julio de 2024 a través de
la actualización de las retribuciones a la operación de forma trimestral y al inicio de cada trimestre e
incorporando en su cálculo las oscilaciones de precios de mercado que se estiman para el periodo de
referencia. Igualmente, fija la retribución a la inversión hasta el final de la vida regulatoria de la respectiva
instalación, que ya sólo se verá actualizada al final de este semiperiodo y por el ajuste por desviaciones de
precio obtenidos durante el año 2023 y establece un mecanismo de compensación temporal para el ajuste
por desviaciones de precios acaecido durante el primer semestre de 2024.
223
El efecto de este cambio normativo en las instalaciones de biomasa del Grupo ha consistido en una
anticipación de los efectos de caja de los mecanismos regulatorios, derivados del régimen transitorio de
compensación comentado en el párrafo anterior y, en menor medida, de la anticipación en las actualizaciones
de la retribución a la operación que en todo caso captura mejor la evolución del coste de los suministros y
evita un problema de solvencia en escenarios de precio deprimidos.
De la producción total atribuible del Grupo en el mercado eléctrico nacional, aproximadamente un 19% se
encuentra sujeta a retribución regulada (20% de la producción del ejercicio 2023), un 61% se encuentra
cubierto por diferentes mecanismos de coberturas de precios (59% de la producción del ejercicio 2023) y el
resto se retribuye a precio de mercado.
El Grupo trata de reducir la 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 la 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 52% de su producción
está bajo el acuerdo de un contrato de precio a largo plazo, establecido con un tercero (PPA o hedge) (51% en
el ejercicio 2023), un 14% bajo una regulación o estructuras de feed in tariff (17% en el ejercicio 2023) 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 (véase nota 3.2.G). 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).
b)
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.
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
(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 de la Dirección Financiera respecto de la evolución de los tipos de interés y los
requerimientos de cobertura de la financiación asociada a cada proyecto, se realizan las operaciones de
cobertura adecuadas que mitiguen estos riesgos y permitan alcanzar la rentabilidad esperada. El grado de
224
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 Acciona es
fundamentalmente el Euribor para operaciones en euros, el Term SOFR o SOFR para operaciones en dólares
americanos y el BBSY para operaciones en dólares australianos. En el caso de proyectos en Latinoamérica, la
deuda contratada está referenciada a los índices habituales en la práctica bancaria local, o al Term SOFR o
SOFR si los proyectos en cuestión se financian en dólares americanos. Como regla general cada proyecto se
financia en la divisa en la que se generarán los flujos del activo (cobertura natural del riesgo de tipo de cambio).
Riesgo de divisas-
tipo de cambio por operaciones con divisas de los países en los que invierte y opera.
La gestión de este riesgo es competencia de la Dirección General Económico-Financiera y de Sostenibilidad del
Grupo empleando criterios de cobertura no especulativos.
Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamentalmente, con las siguientes transacciones:
-
Deuda denominada en divisa extranjera contratada por sociedades del Grupo y asociadas, y por la
financiera del Grupo.
-
Pagos a realizar en divisa extranjera por adquisición de aprovisionamientos o pago de bienes y
servicios.
-
Cobros realizados en divisa extranjera.
-
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
futuros, de acuerdo con los límites de riesgo asumibles.
Asimismo, los activos netos provenientes de las inversiones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya
moneda funcional es distinta del euro, están sujetos al riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la
conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación. Para mitigar este
impacto, durante este ejercicio se han comenzado a implementar coberturas de inversión neta en el extranjero
denominadas en dólares estadounidenses (Cross-Currency-Swap).
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
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.
225
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 (stable), 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 (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).
Según se desprende del balance de situación consolidado adjunto, a 31 de diciembre de 2024 el Grupo tiene
un fondo de maniobra negativo por importe de 363 millones de euros (sin los Activos no corrientes mantenidos
para la venta ni los Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta), al ser el pasivo corriente superior al
activo corriente. No obstante, en opinión de los Administradores de la Sociedad Dominante, no se anticipan
problemas para atender las deudas con terceros en las fechas de sus respectivos vencimientos, por cuanto,
los presupuestos del Grupo, que reflejan el juicio de la Dirección basado en circunstancias actuales, los factores
que considera más significativos y su evolución más probable, prevén una generación de fondos suficientes
para atender los pagos del Grupo en el próximo ejercicio reforzada por la capacidad de financiación del Grupo
y considerando adicionalmente las líneas de financiación no dispuestas existentes al cierre del ejercicio 2024.
c)
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 relacionados con el cambio climático. La
metodología empleada se basa en las guías del Grupo de Trabajo sobre Divulgación de Información Financiera
226
Relacionada con el Clima (TCFD, por sus siglas en inglés), actualmente integrado en el IFR (International
Financial Reporting Standards, 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 Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (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 empleados se fundamentan tanto en aquellos desarrollados por el IPCC, que incluyen
trayectorias que van desde incrementos moderados de la temperatura hasta escenarios de calentamiento
extremo (por encima de 3 °C), mostrando diferentes niveles de riesgo físico derivados de fenómenos
meteorológicos cada vez más intensos, como en los proyectados por la Red de Bancos Centrales y Supervisores
para la Ecologización del Sistema Financiero (NGFS) que contemplan transiciones más o menos abruptas hacia
modelos bajos en carbono, evaluando factores macroeconómicos y financieros, así como la resiliencia de los
sectores más expuestos.
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).
227
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 2024, 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) y la adaptación o el incumplimiento de las nuevas
normativas en relación con la transición climática que podría ocasionar sanciones económicas y dañar la
reputación y competitividad de la compañía (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 2024, 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.
Parte III- Hechos posteriores
Con fecha 26 de febrero de 2025 se ha culminado el proceso de venta a Endesa de la filial Corporación Acciona
Hidráulica (“CAH”) cuyos activos netos se encuentran registrados a 31 de diciembre de 2024 en el epígrafe de
Activos no corrientes mantenidos para la venta y Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta por un
importe de aproximadamente 960 millones de euros.
Excepto por lo comentado anteriormente, no se han producido otros acontecimientos posteriores adicionales
al cierre del periodo que puedan afectar de forma significativa a los estados financieros consolidados a 31 de
diciembre de 2024 o a la actividad presente o futura del Grupo.
Parte IV- Evolución previsible
En los últimos meses de 2024 no se han observado cambios significativos en el patrón de comportamiento de
la actividad económica global, que sigue manteniendo cierta estabilidad, aunque persisten marcadas
diferencias entre regiones. De cara a los próximos trimestres se estima que la tasa de crecimiento del PIB
mundial alcance el 3,3% en 2025 y 2026, situándose por debajo del promedio histórico. El dinamismo de
Estados Unidos, impulsado por un consumo vigoroso y políticas monetarias más relajadas, contrasta con las
proyecciones más moderadas para otras economías avanzadas. En paralelo, se espera que la inflación se vaya
moderando, situándose en torno al 4,2% en 2025 y al 3,5% en 2026, acercándose al objetivo establecido,
especialmente en los países desarrollados.
228
No obstante, este escenario está rodeado de incertidumbre derivada, fundamentalmente, de las tensiones
geopolíticas en curso y del nuevo mandato de Donald Trump como presidente de Estados Unidos. Se prevé
que la nueva administración ponga en práctica una serie de medidas que afectan tanto a la economía
americana como a la internacional, entre las que destaca la imposición de aranceles a las principales
economías mundiales que busca penalizar las exportaciones con destino Estados Unidos. En el caso de la Unión
Europea, esta medida impactará principalmente en el sector del automóvil y en la industria alimentaria.
Además, el mandato de Trump y los nuevos nombramientos de su gobierno suponen una reducción del apoyo
estadounidense hacia Europa en términos de defensa.
El proceso de desaceleración de la inflación se está consolidando, aunque presenta señales de pausa en
algunos mercados. La inflación subyacente se mantiene en niveles ligeramente superiores al 2%, favorecida
por una menor presión salarial, la estabilización de los mercados laborales y la ralentización de los precios de
la energía. Sin embargo, la inflación de los servicios sigue siendo elevada, en particular en Estados Unidos y
Europa, por lo que los bancos centrales muestran cautela en el ajuste de sus políticas, buscando equilibrar la
reactivación económica y el control inflacionario.
La invasión rusa de Ucrania y el conflicto bélico en Oriente Medio son un factor de riesgo para la economía
mundial, que han tenido como resultado una ralentización del crecimiento económico y un aumento de nivel
de precios, en particular de los precios de la energía y de los alimentos. Estos factores han comprometido la
estabilidad financiera, no sólo en Europa sino en el resto del mundo, en la medida en que el encarecimiento
de las materias primas y el aumento de los precios de la energía suponen una dificultad en la toma de
decisiones de los bancos centrales, lo que implica un mayor riesgo para la estabilidad financiera y la realización
de estimaciones económicas.
En cuanto a la evolución prevista de las principales economías mundiales, en Estados Unidos, se proyecta un
avance económico del 2,7% en 2025, favorecido por la solidez del consumo y unas condiciones financieras
más flexibles que en la Eurozona. La recuperación en la zona euro se espera que sea gradual, con un
crecimiento del 1,0% en 2025 y del 1,4% en 2026, sostenido por una mejora de la demanda interna. En Asia,
se estima que China alcance un crecimiento del 4,6% en 2025, favorecido por las medidas fiscales, aunque
enfrenta dificultades en el sector inmobiliario; mientras que India se perfila con un sólido crecimiento del 6,5%,
impulsada por su capacidad industrial.
En América Latina, se prevé un crecimiento del 2,5%, sostenido por mejoras regionales pese a la
desaceleración de las principales economías. África subsahariana se prevé que experimente un leve repunte,
mientras que en Oriente Medio y Asia Central, el crecimiento será moderado, afectado en parte por los
recortes en la producción petrolera de Arabia Saudita.
Las expectativas para el comercio internacional son más débiles, influenciadas por las tensiones geopolíticas y
el endurecimiento de las políticas comerciales. Se anticipa una caída del 2,6% en los precios energéticos para
2025 debido a la debilidad de la demanda de China y al aumento de la oferta de países fuera de la OPEP+. Por
el contrario, la cotización de los precios del gas ha repuntado recientemente debido a unas temperaturas más
bajas de lo previsto y a disrupciones en la oferta causadas por el actual conflicto en Oriente Medio y las
interrupciones en los yacimientos de gas. Por otro lado, el encarecimiento de alimentos en un 2,5%, derivado
de condiciones climáticas desfavorables, podría presionar los costes al alza.
Las previsiones anteriores para 2025 ponen de manifiesto la necesidad de mantener políticas monetarias
firmes para asegurar la estabilidad de precios, junto con estrategias fiscales responsables que favorezcan la
sostenibilidad de la deuda. A su vez, se evidencia la necesidad de impulsar reformas estructurales y fortalecer
la cooperación internacional para enfrentar los desafíos globales y revitalizar el crecimiento a medio plazo.
229
Parte V- Hechos destacados de sostenibilidad
a)
Indicadores ambientales
Clima:
La producción de energía renovable de ACCIONA Energía ha aumentado un 7% en 2024 en comparación con
el año anterior, lo que ha permitido evitar la emisión de 14.354.629 toneladas de CO2 a la atmósfera.
Se ha producido un incremento del 8% en las emisiones de alcance 1 y 2 por mayores emisiones de alcance 1
en la planta termosolar Nevada Solar One. A pesar de este incremento, las emisiones se mantienen muy por
debajo (-63%) de los objetivos de descarbonización alineados con SBTi. Se ha incrementado el consumo de
electricidad renovable, que supone un 99% del total del consumo de electricidad; esto ha permitido reducir
las emisiones de alcance 2 un 73%.
Por cada tonelada de CO2 que genera la compañía, se ha evitado la emisión de 1.124 tCO2e mediante la
generación de energía renovable.
Se continúan desarrollando proyectos de descarbonización para la reducción del alcance 1, como la
electrificación paulatina de la flota de vehículos y la firma de un acuerdo marco para suministro de HVO en
España, que permitirá reducir las emisiones de vehículos de flota y las asociadas a instalaciones fijas, debidas
fundamentalmente a arranques en frío de las plantas de biomasa. Adicionalmente se está trabajando en un
proyecto para valorizar las emisiones de CO2 biogénico, procedentes de las plantas de biomasa, utilizándolo
como materia prima para fabricar e-metanol, combinándolo con hidrógeno verde.
Alineamiento con la taxonomía europea de actividades sostenibles:
Mitigación del cambio
climático
CAPEX
100%
98,7%
OPEX
98,3%
96,6%
CIFRA DE NEGOCIOS
97,6%
53,8%
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 de energía no son elegibles en la taxonomía europea.
Circularidad:
ACCIONA Energía ha valorizado el 98% de los residuos generados, mediante diferentes programas de
economía circular, entre los que cabe destacar:
-
Segunda vida para palas de aerogenerador: La compañía no deposita ninguna pala de en vertedero, y
está pilotando diversas aplicaciones, para darles una segunda vida. En 2024 cabe destacar la
colaboración con la compañía española “El Ganso” para la valorización de palas de aerogenerador
como material de carga/refuerzo en suela de calzado. El material reciclado utilizado en esta primera
experiencia procede de una pala eólica desmontada del parque eólico de Aibar, en Navarra, después
de más de 20 años de actividad. Las palas se fabrican principalmente con fibra de vidrio reforzada con
resinas epoxi, para alcanzar las propiedades adecuadas de resistencia, flexibilidad y peso. Tras su
desmontaje, la pala es sometida a un proceso mecánico por el que se obtiene un polvo de fibra de
vidrio y resinas epoxi idóneo para ser empleado en la fabricación de la suela, que mantiene las
propiedades de resistencia, adherencia y durabilidad de las zapatillas convencionales.
230
-
Reutilización de escorias y cenizas de biomasa. Estos residuos, que representan el 77% del total de
residuos generados, son valorizados en su totalidad, teniendo diferentes usos: construcción, industria
cementera, fertilizantes, etc. En 2024 cabe destacar el proyecto desarrollado con Vidrala, para la
fabricación de 18,3 millones de botellas de vidrio a partir de 230 toneladas de escorias de biomasa.
Biodiversidad
La estrategia de biodiversidad de ACCIONA Energía se articula en torno a la aplicación de los principios de
jerarquía de mitigación: prevenir, mitigar, reparar y generar una ganancia neta positiva.
Con el objetivo de prevenir y mitigar impactos, la Compañía ha tramitado 116 Evaluaciones de Impacto
Ambiental (EIA) en sus proyectos. De ellas 45, han tenido una resolución favorable dentro del año, y el resto
se encuentran en distintas fases de tramitación.
Se han seguido probando dispositivos para detectar la proximidad de avifauna a aerogeneradores, así como
sistemas para ahuyentar murciélagos. A lo largo del año ha habido más de 45.000 horas de parada de máquinas
para la protección de aves y murciélagos.
Para generar una ganancia neta positiva en la biodiversidad, ACCIONA Energía continúa desarrollando
iniciativas concretas para la protección y refuerzo de poblaciones de aves, como el Programa para reforzar la
población del cernícalo primilla en el entorno de Campillos (Málaga) o el Programa para el seguimiento y
marcaje de ejemplares de milano real, en el entorno del parque eólico Celadas.
En el marco del programa de plantaciones voluntarias, se han plantado 147.215 árboles en 2024; desde su
inicio en 2021, se han plantado 464.034 árboles en diferentes países, que han permitido recuperar bosques
quemados en incendios forestales o regenerar hábitats. Se ha alcanzado el 86% del objetivo definido en el PDS
2025 (plantación voluntaria de 540.000 árboles en el período 2021-2025).
b)
Indicadores sociales
Se han producido tres accidentes fatales en trabajadores de subcontratas, dos en España y uno en México. La
compañía ha lanzado un Plan de Acción para controlar los factores contribuyentes a accidentes fatales en la
empresa. Este plan ha sido comunicado por el CEO a toda la organización y específicamente a responsables
de Producción y Construcción. Cuenta con diversas líneas de actuación dirigidas a aumentar la conciencia del
riesgo, involucrar a los mandos intermedios e implantar una disciplina estricta en el cumplimiento de los
procedimientos de seguridad, entre otras.
El índice de frecuencia de accidentes de trabajadores propios y de contratas se sitúa en 0,34, un 13% menos
que el año anterior, con un 7% más de horas trabajadas (IF = número de accidentes con baja * 200.000 /
número de horas trabajadas).
Se han desarrollado 136 proyectos de creación de impacto social positivo en 18 países, que han beneficiado a
más de 300.000 personas en diferentes comunidades en el entorno de los proyectos de la compañía.
Como ejemplo de generación de impactos positivos en el territorio, cabe destacar la contribución a la
recuperación y conservación de un yacimiento arqueológico (Cortijo Lobato) de época calcolítica, identificado
durante la construcción de las plantas fotovoltaicas Extremadura I-II-III. Se trata de un yacimiento de gran valor
arqueológico, con vestigios que abarcan más de 3.000 años de historia, desde la Edad del Cobre hasta el
Imperio Romano.
c)
Indicadores de gobernanza
231
ACCIONA Energía ha completado exitosamente el proceso de renovación de las certificaciones ISO 37001 y
UNE 19601 para su sistema de gestión de compliance penal y antisoborno, validando así el compromiso
continuo con la ética empresarial.
ACCIONA Energía México ha alcanzado un hito significativo al obtener por primera vez la certificación ISO
37001 Antisoborno en mayo de 2024, tras un proceso de auditoría llevado a cabo por una entidad de
certificación externa.
Ha aumentado el número de procesos de debida diligencia de terceras partes (socios comerciales y de
negocio) en un 42% respecto de las cifras registradas en el 2023. Este aumento se debe a la mejora en el
conocimiento de los procesos de debida diligencia requeridos en el marco de las aprobaciones de
oportunidades comerciales y al compromiso de toda la compañía en su aplicación.
Se han auditado el 100% de proveedores estratégicos, aquellos que representan un riesgo alto por el volumen
de compra, el país en el que operan y/o los bienes o servicios que proporcionan. Se han establecido
puntuaciones mínimas en los cuestionarios ESG y de Compliance para proveedores con un volumen de
contratación mayor de 400.000 euros/año.
La compañía continúa colaborando con sus proveedores para la descarbonización de su cadena de suministro.
Se han firmado varios acuerdos con proveedores de transformadores de potencia y cables, para el consumo
de energía renovable en sus instalaciones y el uso de materiales reciclados. En la repotenciación del complejo
eólico Tahivilla, se está utilizando hormigón de bajas emisiones.
La Comisión de Auditoría y Sostenibilidad ha aprobado la actualización de 7 políticas de Sostenibilidad, para
adaptarlas a los requisitos de la Directiva Europea de Información de Sostenibilidad. Dichas políticas están
disponibles en la página web, en el Libro de Políticas de ACCIONA Energía.
d)
Calificaciones ESG
La compañía mantiene su posición de liderazgo en los principales ratings ESG.
Rating Agency
Rating Scale
Score 2024
Industry
Average
Industry
0 a 100
84% (top 5%)
37
Elec. Utilities
Clima
D- a A
A-
C
Utilities
0
9.4 (negligible
risk)
35 (high risk)
Utilities
D- a A+
A- (prime)
D+
Utilities
0 a 100
82 (platinum)
Non-applicable
Electricity, gas,
steam & air
conditioning
supply
En febrero de 2025 CDP ha comunicado el resultado ‘A’ para ACCIONA Energía, y la inclusión de la compañía
en la
Climate Change A-List
,
mejorando la clasificación de 2024.
e)
Financiación de Impacto
232
El 95% de la deuda corporativa de ACCIONA Energía es sostenible (83% verde y 12% ligada a objetivos de
sostenibilidad). El importe total de la financiación sostenible (deuda corporativa) del 2024 asciende a
€5.519
millones
.
Nota 1: Importe total sobre los instrumentos vivos a cierre del ejercicio 2024. Para las operaciones en moneda
diferente al EUR, se considera el importe según el tipo de cambio vigente a cierre de 2024. Los importes son
redondeados.
Nota 2:
Datos de deuda corporativa. No incluye Project Finance (2 instrumentos vivos tipo II: Cotoperí y Pedro
Corto; importe total: €151 millones)
La
estrategia de financiación sostenible
compromiso de liderar la transición hacia una economía baja en carbono. El
Marco de Financiación de Impacto
Sostenible
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".
+
Más información
que se asignan:
Financiación sostenible | ACCIONA Energía (acciona-energia.com)
233
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.
234
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 2024 en la reunión de 27 de febrero de 2025:
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
_________________________________
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
_________________________________