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DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE LOS ADMINISTRADORES DE NATURGY ENERGY GROUP, S.A.
SOBRE EL CONTENIDO DEL INFORME FINANCIERO ANUAL CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL
EJERCICIO 2021
Con relación al Informe Financiero Anual Consolidado de NATURGY ENERGY GROUP, S.A. correspondiente al
ejercicio 2021, que contiene las Cuentas anuales consolidadas y el Informe de Gestión consolidado, y de conformidad
con lo dispuesto en el artículo 8 Real Decreto Legislativo 4/2015, de 23 de octubre, por el que se aprueba el texto
refundido de la Ley del Mercado de Valores, los miembros del Consejo de Administración declaran 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 de
NATURGY ENERGY GROUP, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomados en su conjunto y que
el Informe de Gestión consolidado incluye un análisis fiel de evolución de los resultados empresariales y de la posición
de NATURGY ENERGY GROUP, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomadas en su conjunto,
junto con la descripción de los principales riesgos e incertidumbres a que se enfrentan.
Declaración efectuada con motivo de la formulación del Informe Financiero Anual Consolidado correspondiente al
ejercicio 2021, realizada por el Consejo de Administración de NATURGY ENERGY GROUP, S.A., de fecha 3 de febrero
de 2022.
D. Francisco Reynés Massanet
Presidente Ejecutivo
D. Ramón Adell Ramón
Consejero Coordinador
D. Enrique Alcántara-García Irazoqui
Consejero
D. Francisco Belil Creixell
Consejero
Dña. Lucy Chadwick
Consejera
Dña. Helena Herrero Starkie
Consejera
Dña. Isabel Estapé Tous
Consejera
D. Rajaram Rao
Consejero
Rioja, S.à.r.l.
Consejera
D. Javier de Jaime Guijarro
D. Pedro Sainz de Baranda Riva
Consejero
D. Claudi Santiago Ponsa
Consejero
Theatre Directorship Services Beta, S.à.r.l.
Consejera
D. José Antonio Torre de Silva López de Letona
Informe financiero
anual consolidado
2021
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes
Informe financiero anual 2021
CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS
Balance de situación consolidado
Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada
Estado consolidado de resultado global
Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado
Estado de flujos de efectivo consolidado
Memoria consolidada
Naturgy
Balance de situación consolidado (en millones de euros)
Nota
31.12.2021
31.12.2020
ACTIVO
Inmovilizado intangible
5
5.734
5.575
Fondo de comercio
2.950
2.892
Otro inmovilizado intangible
2.784
2.683
Inmovilizado material
6
16.587
16.128
Activos por derecho de uso
7
1.229
1.388
Inversiones contabilizadas por el método de la participación
8
630
813
Activos financieros no corrientes
9
394
361
Otros activos no corrientes
10
416
691
Derivados
126
352
Otros activos
290
339
Activo por impuesto diferido
21
2.267
1.635
ACTIVO NO CORRIENTE
27.257
26.591
Activos no corrientes mantenidos para la venta
11
40
4.835
Existencias
12
878
519
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
10
5.714
3.115
Clientes por ventas y prestaciones de servicios
4.780
2.688
Otros deudores
339
296
Derivados
454
94
Activos por impuesto corriente
141
37
Otros activos financieros corrientes
9
395
558
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
13
3.965
3.927
ACTIVO CORRIENTE
10.992
12.954
TOTAL ACTIVO
38.249
39.545
PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Capital
970
970
Prima de emisión
3.808
3.808
Acciones propias
(204)
(201)
Reservas
4.757
6.480
Resultado del ejercicio atribuido a la sociedad dominante
1.214
(347)
Dividendo a cuenta
(679)
(785)
Otros componentes de patrimonio
(3.977)
(1.897)
Patrimonio neto atribuido a la sociedad dominante
5.889
8.028
Participaciones no dominantes
2.984
3.237
PATRIMONIO NETO
14
8.873
11.265
Ingresos diferidos
15
889
871
Provisiones no corrientes
16
1.146
1.052
Pasivos financieros no corrientes
17
15.114
14.968
Deudas con entidades de crédito y obligaciones
13.786
13.641
Pasivos por arrendamientos
1.325
1.325
Otros pasivos financieros
3
2
Pasivo por impuesto diferido
21
1.787
1.793
Otros pasivos no corrientes
19
1.118
346
Derivados
730
47
Otros pasivos
388
299
PASIVO NO CORRIENTE
20.054
19.030
Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta
11
26
2.840
Provisiones corrientes
16
589
246
Pasivos financieros corrientes
17
1.698
2.571
Deudas con entidades de crédito y obligaciones
1.493
2.351
Pasivos por arrendamientos
196
212
Otros pasivos financieros
9
8
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
20
6.803
3.230
Proveedores
3.407
2.518
Otros acreedores
559
462
Derivados
2.704
68
Pasivos por impuesto corriente
133
182
Otros pasivos corrientes
19
206
363
PASIVO CORRIENTE
9.322
9.250
TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO
38.249
39.545
Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Balance de
situación consolidado a 31 de diciembre de 2021 y 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
3
Naturgy
Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (en millones de euros)
Nota
2021
2020
Importe neto de la cifra de negocio
22
22.140
15.345
Aprovisionamientos
23
(16.529)
(10.138)
Otros ingresos de explotación
24
119
162
Gastos de personal
25
(940)
(798)
Otros gastos de explotación
26
(1.315)
(1.180)
Resultado por enajenación de inmovilizado
27
5
9
Imputación de subvenciones de inmovilizado y otras
15
49
49
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN
3.529
3.449
Amortización y pérdidas por deterioro de activos
4, 5, 6, 7, 12 y 28
(1.462)
(2.839)
Deterioro por pérdidas crediticias
10
(99)
(156)
Otros resultados
29
133
12
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN
2.101
466
Ingresos financieros
200
96
Gastos financieros
(598)
(622)
Variaciones de valor razonable en instrumentos financieros
14
(4)
Diferencias de cambio netas
(10)
(8)
RESULTADO FINANCIERO
30
(394)
(538)
Resultado de entidades valoradas por el método de la participación
8
90
36
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS
1.797
(36)
Impuesto sobre beneficios
21
(358)
(19)
RESULTADO DEL EJERCICIO PROCEDENTE DE OPERACIONES
CONTINUADAS
1.439
(55)
Resultado del ejercicio procedente de operaciones interrumpidas neto de
impuestos
11
117
24
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO
1.556
(31)
Atribuible a:
Sociedad dominante
1.214
(347)
Procedente de operaciones continuadas
1.101
(365)
Procedente de operaciones interrumpidas
113
18
Participaciones no dominantes
14
342
316
Beneficio/(pérdida) en euros por acción básico y diluido procedente de
operaciones continuadas atribuible a los accionistas de la Sociedad
dominante
1,14
(0,38)
Beneficio/(pérdida) en euros por acción básico y diluido procedente de
operaciones interrumpidas atribuible a los accionistas de la Sociedad
dominante
0,12
0,02
Beneficio/(pérdida) en euros por acción básico y diluido atribuible a los
accionistas de la Sociedad dominante
1,26
(0,36)
Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante de la Cuenta de
pérdidas y ganancias consolidada correspondiente a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y de
2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
4
Naturgy
Estado consolidado de resultado global (en millones de euros)
Nota
2021
2020
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO
1.556
(31)
OTRO RESULTADO GLOBAL RECONOCIDO DIRECTAMENTE EN EL PATRIMONIO
NETO
PARTIDAS QUE NO SE TRASPASARÁN A RESULTADOS
128
2
Por activos financieros a valor razonable con cambios en otro resultado global
9
(17)
(3)
Por ganancias y pérdidas actuariales y otros ajustes
16
51
6
Efecto impositivo
21
94
(1)
PARTIDAS QUE PUEDEN TRASPASARSE A RESULTADOS
(2.238)
(756)
Por coberturas de flujo de efectivo
18
(3.031)
(168)
Ganancias/(Pérdidas) por valoración
(4.053)
271
Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias
1.022
(439)
Diferencias de conversión
285
(540)
Ganancias/(Pérdidas) por valoración
(50)
(540)
Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias
335
—
De sociedades contabilizadas por el método de la participación
8
31
(46)
Diferencias de conversión - Ganancias/(Pérdidas) por valoración
22
(46)
Diferencias de conversión - Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias
9
—
Efecto impositivo
477
(2)
OTRO RESULTADO GLOBAL DEL EJERCICIO
(2.110)
(754)
RESULTADO GLOBAL TOTAL DEL EJERCICIO
(554)
(785)
Atribuible a:
Sociedad dominante
(827)
(987)
Procedente de operaciones continuadas
(1.283)
(947)
Procedente de operaciones interrumpidas
456
(40)
Participaciones no dominantes
273
202
Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado consolidado
de resultado global correspondiente a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
5
Naturgy
Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado (en millones de euros)
Patrimonio atribuido a la sociedad dominante (Nota 14)
Capital
Social
Prima de
emisión
Acciones
propias
Reservas y
ganancias
acumuladas
Resultado
del ejercicio
Diferencias
de
conversión
Coberturas
de flujos de
efectivo
Activos
financieros
a valor
razonable
Otros
componentes
patrimonio
Subtotal
Participaciones
no dominantes
(Nota 14)
Patrimonio neto
Balance a 01.01.2020
984
3.808
(321)
5.933
1.401
(1.111)
304
(447)
(1.254)
10.551
3.425
13.976
Resultado global total del ejercicio
—
—
—
3
(347)
(450)
(190)
(3)
(643)
(987)
202
(785)
Operaciones con socios o propietarios
(14)
—
120
(248)
(1.401)
—
—
—
—
(1.543)
(340)
(1.883)
Distribución de dividendos
—
—
—
31
(1.401)
—
—
—
—
(1.370)
(340)
(1.710)
Reducción de capital
(14)
—
298
(284)
—
—
—
—
—
—
—
—
Operaciones con acciones o participaciones en
patrimonio propias
—
—
(178)
—
—
—
—
—
—
(178)
—
(178)
Remuneraciones basadas en acciones
—
—
—
5
—
—
—
—
—
5
—
5
Otras operaciones con socios o propietarios
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Otras variaciones de patrimonio neto
—
—
—
7
—
—
—
—
—
7
(50)
(43)
Otras variaciones
—
—
—
7
—
—
—
—
—
7
(50)
(43)
Balance a 31.12.2020
970
3.808
(201)
5.695
(347)
(1.561)
114
(450)
(1.897)
8.028
3.237
11.265
Resultado global total del ejercicio
—
—
—
39
1.214
324
(2.492)
88
(2.080)
(827)
273
(554)
Operaciones con socios o propietarios
—
—
(3)
(1.633)
347
—
—
—
—
(1.289)
(371)
(1.660)
Distribución de dividendos
—
—
—
(1.637)
347
—
—
—
—
(1.290)
(371)
(1.661)
Reducción de capital
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Operaciones con acciones o participaciones en
patrimonio propias
—
—
(3)
—
—
—
—
—
—
(3)
—
(3)
Remuneraciones basadas en acciones
—
—
—
4
—
—
—
—
—
4
—
4
Otras operaciones con socios o propietarios
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Otras variaciones de patrimonio neto
—
—
—
(23)
—
—
—
—
—
(23)
(155)
(178)
Otras variaciones
—
—
—
(23)
—
—
—
—
—
(23)
(155)
(178)
Balance a 31.12.2021
970
3.808
(204)
4.078
1.214
(1.237)
(2.378)
(362)
(3.977)
5.889
2.984
8.873
Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado de cambios en el patrimonio neto correspondiente a los ejercicios anuales
terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
6
Naturgy
Estado de flujos de efectivo consolidado (en millones de euros)
Nota
2021
2020
Resultado antes de impuestos
1.797
(36)
Ajustes del resultado
31
1.520
3.345
Amortización y pérdidas por deterioro de inmovilizado
4, 5, 6, 7, 12 y
28
1.462
2.839
Otros ajustes del resultado neto
31
58
506
Cambios en el capital corriente
31
(1.117)
788
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación:
31
(1.199)
(665)
Pago de intereses
(488)
(562)
Cobro de intereses
32
27
Cobro de dividendos
121
84
Pagos por impuestos sobre beneficios
(864)
(214)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN (1)
1.001
3.432
Pagos por inversiones:
(1.056)
(1.553)
Empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio
31
317
(4)
Inmovilizado material e intangible
(1.204)
(1.474)
Otros activos financieros
(169)
(75)
Cobros por desinversiones:
2.891
360
Empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio
31
2.650
263
Inmovilizado material e intangible
207
27
Otros activos financieros
34
70
Otros flujos de efectivo de actividades de inversión:
61
51
Otros cobros de actividades de inversión
15
61
51
FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (1)
1.896
(1.142)
Cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio:
(29)
(171)
Emisión/ Enajenación
31
—
—
Adquisición
31
(29)
(171)
Cobros/(pagos) por instrumentos de pasivo financiero:
(1.103)
1.633
Emisión
31
1.632
4.816
Devolución y amortización
31
(2.735)
(3.183)
Pagos por dividendos (y remuneraciones de otros instrumentos de
patrimonio)
14
(1.707)
(1.802)
Otros flujos de efectivo de actividades de financiación
(12)
(48)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN (1)
(2.851)
(388)
Otras variaciones de efectivo y equivalentes
31
(57)
(525)
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio
49
(135)
VARIACIÓN DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES
38
1.242
Efectivo y equivalentes al inicio del ejercicio
13
3.927
2.685
Efectivo y equivalentes al final del ejercicio
13
3.965
3.927
(1) Incluye los flujos de efectivo de las operaciones continuadas y de las operaciones interrumpidas (Nota 11).
Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado de flujos de
efectivo consolidado correspondiente a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2021 y 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
7
Índice de Notas de la memoria consolidada correspondiente al ejercicio 2021
1
Información general
9
2
Bases de presentación y políticas contables
10
2.1.
Bases de presentación
10
2.2.
Nuevas normas NIIF-UE e interpretaciones CINIIF
10
2.3.
Comparación de la información
13
2.4.
Políticas contables
14
3
Información financiera por segmentos
42
4
Pérdidas por deterioro de valor de los activos
47
5
Inmovilizado intangible
55
6
Inmovilizado material
57
7
Activos por derecho de uso
59
8
Inversiones en sociedades
59
9
Activos financieros
63
10
Otros activos no corrientes y deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
66
11
Activos no corrientes y grupos enajenables de elementos mantenidos para la venta y actividades
interrumpidas
68
12
Existencias
73
13
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
74
14
Patrimonio
74
15
Ingresos diferidos
86
16
Provisiones
86
17
Pasivos financieros
93
18
Gestión del riesgo e Instrumentos financieros derivados
101
19
Otros pasivos no corrientes y corrientes
109
20
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
110
21
Situación fiscal
111
22
Importe neto de la cifra de negocios
116
23
Aprovisionamientos
117
24
Otros ingresos de explotación
118
25
Gastos de personal
118
26
Otros gastos de explotación
120
27
Resultado por enajenación de inmovilizado
120
28
Amortización y pérdidas por deterioro de activos no financieros
120
29
Otros resultados
121
30
Resultado financiero neto
121
31
Efectivo generado en las operaciones de explotación y otros detalles de los flujos de efectivo
122
32
Combinaciones de negocios
124
33
Acuerdos de concesión de servicios
128
34
Información de las operaciones con partes vinculadas
129
35
Información sobre miembros del Consejo de administración y Comité de Dirección
131
36
Litigios y arbitrajes, garantías y compromisos
133
37
Honorarios auditores de cuentas
137
38
Medio ambiente
137
39
Acontecimientos posteriores al cierre
140
Anexo I.
Sociedades de Naturgy
141
Anexo II.
Variaciones en el perímetro de consolidación
151
Anexo III.
Sociedades del grupo fiscal Naturgy
153
Anexo IV.
Marco regulatorio
154
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
8
Notas explicativas a las cuentas anuales consolidadas de
Naturgy del ejercicio 2021
Nota 1. Información general
Naturgy Energy Group, S.A. es una sociedad anónima que se constituyó en 1843 y tiene su domicilio social en
Avenida de América 38, Madrid, España. Con fecha 27 de junio de 2018 la Junta General de Accionistas acordó
modificar la denominación social de la compañía que pasó a denominarse Naturgy Energy Group, S.A., anteriormente
Gas Natural SDG, S.A.
Naturgy Energy Group, S.A. y sus filiales (en adelante, Naturgy) es un grupo que tiene por objeto principal el negocio
del gas (aprovisionamiento, licuefacción, regasificación, transporte, almacenamiento distribución y comercialización),
de la electricidad (generación, transporte, distribución y comercialización) y de cualquier otra fuente de energía
existente. Asimismo podrá actuar como sociedad holding, pudiendo al efecto constituir o participar en otras
entidades, cualquiera que sea su naturaleza u objeto, mediante la suscripción o adquisición y tenencia de acciones,
participaciones o cualquier otro título derivado de las mismas.
Naturgy opera principalmente en España y, fuera del territorio español, en Latinoamérica, Australia, Estados Unidos y
en el resto de Europa.
En la Nota 3 se incluye información financiera por segmentos de operación.
En el Anexo I. se relacionan las empresas participadas por Naturgy a la fecha de cierre.
Las acciones de Naturgy Energy Group, S.A. están admitidas a cotización en las cuatro bolsas españolas, cotizan en el
mercado continuo y forman parte del Ibex35.
El 26 de enero de 2021, Global InfraCo O (2), S.à.r.l., de entera propiedad del fondo australiano IFM (IFM GIF), anunció
los términos y condiciones de la oferta voluntaria parcial de adquisición de acciones de Naturgy Energy Group, S.A.
por un máximo de 220 millones de acciones, equivalente al 22,689% del capital social de Naturgy (“la Oferta”) y fue
admitida a trámite por la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) con fecha 18 de febrero de 2021.
El precio de la Oferta de 23 €/acción fue ajustado a 22,37 €/acción por el dividendo complementario de 0,63 €/
acción que Naturgy pagó el 17 de marzo de 2021 y, finalmente, a 22,07 €/acción por el dividendo complementario
de 0,30 €/acción que Naturgy pagó el 4 de agosto de 2021.
El 18 de marzo de 2021, la Comisión Federal de Competencia de México (COFECE) autorizó por unanimidad y de
manera incondicional la concentración empresarial que resultaría de la oferta, cumpliendo así una de las condiciones
a las cuales la Oferta estaba sujeta.
El 8 de septiembre de 2021, la CNMV autorizó la oferta voluntaria parcial. Con anterioridad, el oferente obtuvo el 3
de agosto de 2021 la autorización del Consejo de Ministros para la inversión extranjera directa en España, sujeta a
determinadas condiciones que fueron aceptadas por el oferente.
El 14 de octubre de 2021, se liberó el nivel de aceptación de la oferta que ascendía a 105.021.887 acciones y
que representan el 10,83% del capital social de Naturgy y el Oferente decidió renunciar a la condición mínima de
de aceptación del 17%. La oferta se liquidó el 19 de octubre de 2021 e IFM GIF se convirtió en accionista significativo
de Naturgy.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
9
Nota 2. Bases de presentación y políticas contables
2.1. Bases de presentación
Las Cuentas anuales consolidadas de Naturgy Energy Group, S.A. correspondientes al ejercicio 2020 se aprobaron
por la Junta General de Accionistas celebrada el 9 de marzo de 2021.
Las Cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2021, que han sido formuladas por el Consejo de
Administración de Naturgy Energy Group, S.A. con fecha 3 de febrero de 2022, se someterán, al igual que las de las
sociedades participadas, a la aprobación de las respectivas Juntas Generales, estimándose que serán aprobadas sin
ninguna modificación.
Las Cuentas anuales consolidadas de Naturgy del ejercicio 2021 han sido preparadas a partir de los registros de
contabilidad mantenidos por Naturgy Energy Group, S.A. y el resto de sociedades integradas en el grupo, de acuerdo
con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (en
adelante “NIIF-UE”), de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo.
Para la preparación de estas Cuentas anuales consolidadas se ha utilizado el enfoque del coste histórico y, en su
caso, los criterios de registro a valor razonable de los activos financieros valorados a valor razonable con cambios en
resultados y en otro resultado global, los instrumentos financieros derivados, las combinaciones de negocio, la
aplicación de la inflación al coste histórico de los activos en las economías consideradas hiperinflacionarias y los
planes de pensiones de prestación definida.
Estas Cuentas anuales consolidadas muestran la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situación financiera
consolidada de Naturgy a 31 de diciembre de 2021, de los resultados consolidados de sus operaciones, de los
cambios en el estado consolidado de resultado global, de los cambios en el patrimonio neto consolidado y de los
flujos de efectivo consolidados, que se han producido en Naturgy en el ejercicio terminado en dicha fecha.
Las cifras contenidas en estas Cuentas anuales consolidadas se muestran en millones de euros, salvo lo indicado
expresamente en otra unidad.
2.2. Nuevas normas NIIF-UE e interpretaciones CINIIF
Normas que han entrado en vigor el 1 de enero de 2021
Como consecuencia de su aprobación, publicación y entrada en vigor el 1 de enero de 2021 se han aplicado las
siguientes normas, interpretaciones y modificaciones adoptadas por la Unión Europea:
Normas adoptadas por la Unión Europea
Entrada en vigor para los ejercicios iniciados
NIIF 9, NIC 39, NIIF 7, NIIF 4 y NIIF 16
(modificaciones) “Reforma de los tipos
de interés de referencia: Fase 2”
Ayudar a que las entidades proporcionen información útil acerca
de la transición hacia tasas de referencia alternativas.
1 de enero de 2021
NIIF 4 (modificaciones) “Prórroga de la
exención temporal de aplicación de la
NIIF 9”
Solventa las consecuencias contables temporales ocasionadas
por las diferentes fechas de entrada en vigor de la NIIF 9
Instrumentos financieros y la futura NIIF 17 Contratos de seguro
1 de enero de 2021
Ninguna de estas normas, interpretaciones y modificaciones ha sido aplicada anticipadamente. La aplicación de estas
normas, interpretaciones y modificaciones no ha tenido impactos significativos en estas cuentas anuales
consolidadas.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
10
Las modificaciones a la NIIF 9, NIC 39, NIIF 7, NIIF 4 y NIIF 16 “Reforma de los tipos de interés de referencia: Fase 2”
abordan las incertidumbres relacionadas con la reforma de los tipos interbancarios (índices IBOR) evitando la
interrupción de las relaciones de cobertura existentes gracias a las excepciones temporales a la aplicación de ciertos
requisitos específicos de la contabilidad de coberturas. Naturgy ha adoptado las excepciones temporales
establecidas como consecuencia de la Reforma de los Índices de referencia de tipos de interés Interest Rate
Benchmark Reform (en adelante, reforma IBOR) a la aplicación de los requisitos específicos de la contabilidad de
coberturas a las relaciones de cobertura existentes a 1 de enero de 2021 o a las designadas posteriormente y que
están directamente afectadas por la reforma IBOR (Nota 18).
En particular, se considera que una relación de cobertura está directamente afectada por la reforma IBOR si dicha
reforma genera incertidumbre sobre:
–El tipo de interés de referencia designado como el riesgo cubierto de la relación de cobertura (especificado, ya
sea de forma contractual o no), o
–El plazo o el importe de los flujos asociados al tipo de interés de referencia de la partida cubierta o del
instrumento de cobertura.
Las principales modificaciones incorporadas por la adopción de las nuevas NIIF se refieren esencialmente a las
recogidas por las modificaciones a la NIIF 9, NIC 39, NIIF 7, NIIF 4 y NIIF 16 y se detallan a continuación:
Políticas específicas relativas a la reforma de los tipos de interés de referencia
Con el fin de evaluar si existe una relación económica entre el instrumento de cobertura y elemento cubierto a 31 de
diciembre de 2021, Naturgy asume que el tipo de interés variable de referencia no ha sido alterado como resultado
de la reforma IBOR (Interbank Offered Rates).
Naturgy dejará de aplicar las mencionadas excepciones temporales en la evaluación de la relación económica entre
el instrumento de cobertura y el elemento cubierto cuando desaparezca la incertidumbre derivada de la reforma
IBOR con respecto al tipo de interés de referencia, al plazo o al importe de sus liquidaciones de interés, o cuando se
interrumpa la relación de cobertura.
La reforma global de los tipos de interés de referencia es un aspecto relevante y de seguimiento continuo para
Naturgy ya que los tipos de interés interbancarios (IBOR) se utilizan como referencia en contratos de financiación y
de instrumentos financieros derivados del grupo.
Naturgy emplea derivados de tipo de interés como instrumentos de cobertura de flujos de efectivo,
fundamentalmente permutas de tipos de interés. Algunos instrumentos financieros derivados están indexados a
tipos de interés variables que han sido afectados por la reforma IBOR, principalmente al Euribor y al Libor-dólar.
Del mismo modo, parte de la financiación bancaria de Naturgy a 31 de diciembre de 2021 está referenciada a alguno
de estos índices.
Con respecto al Euribor, en 2019 se desarrolló una nueva metodología de cálculo híbrida que fue aprobada por las
autoridades. Por tanto, no es necesario modificar los contratos existentes y, de igual forma, se entiende que aquellos
instrumentos financieros referenciados al Euribor no están expuestos a un alto grado de incertidumbre a 31 de
diciembre de 2021.
En el caso del índice Libor-dólar, para garantizar una transición no disruptiva de los contratos referenciados a este
índice firmados con anterioridad a dicha fecha, el cese de publicación para la mayoría de los plazos del índice se ha
retrasado a junio de 2023. Por este motivo, los principales intervinientes de mercado (reguladores, bancos centrales,
bancos, instituciones, etc.) están trabajando en definir las equivalencias entre dichos índices y las nuevas referencias
RFR (risk-free rate). Esta situación genera un cierto grado de incertidumbre sobre los tipos de referencia de la
financiación bancaria y los derivados de tipos de interés, que mantiene Naturgy. Para las operaciones de cobertura
realizadas con estos derivados, Naturgy ha aplicado las excepciones temporales introducidas por las modificaciones
a las NIIF 9, NIC 39, NIIF 7, NIIF 4 y NIIF 16 “Reforma de los tipos de interés de referencia”.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
11
Ante la incertidumbre existente en el período de transición, Naturgy realiza un seguimiento continuo de la reforma
IBOR y ha iniciado un plan de acción con el objetivo de minimizar cualquier potencial impacto negativo, identificando
en primer lugar las operaciones afectadas, cuantificando su nocional y revisando, junto con las contrapartidas, la
redacción de los contratos. En este contexto, a fecha de 31 de diciembre de 2021, el importe nominal de los
instrumentos de cobertura indexados a los índices IBOR, sin considerar el Euribor, es el siguiente:
Divisa
Nocional a 31.12.2021
(millones de USD)
Permuta de tipos de interés indexado a Libor-dólar
USD
946
Los instrumentos financieros derivados se rigen por los Acuerdos Marco de la Asociación Internacional de Swaps y
Derivados (ISDA). El pasado 23 de octubre de 2020 ISDA publicó el “ISDA 2020 IBOR fallbacks protocol” que entró
en vigor el 25 de enero de 2021. Las sociedades del Grupo Naturgy que cuentan a 31 de diciembre de 2021 con
posiciones de derivados indexados a algún IBOR, están analizando su adhesión al mencionado protocolo.
A su vez, a fecha de 31 de diciembre de 2021, el importe nominal de deudas con entidades de crédito y obligaciones
u otros valores negociables indexados a los índices IBOR, sin considerar el Euribor, es el siguiente:
Divisa
Nominal a 31.12.2021
(millones de USD)
Financiación bancaria Libor-dólar
USD
2.349
Los contratos de financiación y cobertura firmados en 2021 (correspondientes a las filiales en Chile Ibereólica Cabo
Leones II, S.A. y Global Power Generation Solar Chile 2017, S.p.A.) incorporan cláusulas para garantizar la misma
sustitución del nuevo tipo de interés de referencia cuando se deje de publicar el LIBOR. Para el resto de contratos de
financiación y cobertura se está trabajando en la incorporación de cláusulas de sustitución del tipo de interés
referencia en la misma línea.
Ante cualquier avance de las autoridades sobre los índices IBOR, Naturgy efectuará las modificaciones contractuales
oportunas, con el fin de incorporar a sus contratos de financiación el nuevo tipo de interés de referencia de reemplazo
de mercado.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
12
Normas que entrarán en vigor el 1 de enero de 2022 y siguientes
A continuación, se detallan las normas, modificaciones e interpretaciones que entrarán en vigor para los ejercicios
iniciados con posterioridad a 1 de enero de 2022 y siguientes:
Normas adoptadas por la Unión Europea
Entrada en vigor para los ejercicios iniciados
NIIF 16 (modificación) “Reducciones del
alquiler relacionadas con el
Covid-19 más allá del 30 de junio de
2021”
Continuar proporcionando a los arrendatarios una exención
práctica a causa de la pandemia covid-19 a la vez que les
permite continuar proporcionando información útil sobre sus
arrendamientos a los usuarios de los estados financieros.
1 de abril de 2021
NIC 37 (modificación) “Provisiones,
pasivos contingentes y activos
contingentes: Provisiones por contratos
onerosos”
Especifica que el coste directo de cumplir un contrato
comprende los costes incrementales de cumplir dicho contrato
y una asignación de otros costes que se relacionan
directamente con el cumplimiento del contrato.
1 de enero de 2022
NIC 16 (modificación) “Propiedades,
planta y equipo: Contraprestación con
anterioridad al usos previsto”
Prohíbe deducir del coste de un inmovilizado material cualquier
ingreso obtenido por la venta de bienes producidos mientras la
entidad está preparando el activo para su uso previsto.
1 de enero de 2022
Proyecto anual de mejoras 2018-2020
Varias modificaciones menores a NIIF 1, NIIF 9, NIIF 16 y NIC
41
1 de enero de 2022
NIIF 3 (modificación) “Referencia al
marco conceptual”
Alinea las definiciones de activo y pasivo en una combinación
de negocios con las contenidas en el marco conceptual.
1 de enero de 2022
NIIF 17 “Contratos de seguros”
Nueva norma que sustituye la NIIF 4.
1 de enero de 2023
Normas emitidas por el IASB pendientes de adopción por la Unión Europea
Entrada en vigor para los ejercicios iniciados
NIC 1 Presentación de Estados
Financieros (modificación)
Clasificación de pasivos en corrientes o no corrientes.
1 de enero de 2023
NIC 1 (modificación) “Desgloses de
políticas contables”
Desarrolla los criterios para desglosar las políticas contables
que son materiales.
1 de enero de 2023
NIC 8 (modificación) “Definición de
estimaciones contables”
Nueva definición de estimaciones contables.
1 de enero de 2023
NIC 12 (modificación) “Impuestos
Diferidos relacionados con Activos y
Pasivos que surgen de una Transacción
Única”
Limita la exención del reconocimiento inicial de activos y
pasivos por impuesto diferido en ciertas transacciones únicas.
1 de enero de 2023
NIIF 17 (modificación) “Aplicación inicial
NIIF 17 y NIIF 9, comparación de la
información”
Opción de transición relativa a la información comparativa
sobre los activos financieros presentada en la aplicación inicial
de la NIIF 17.
1 de enero de 2023
Ninguna de estas normas y modificaciones han sido aplicadas anticipadamente. De la aplicación de estas
modificaciones no se espera ningún impacto significativo.
2.3. Comparación de la información
La información contenida en esta memoria consolidada referida al ejercicio 2021 incluye, a efectos comparativos, la
información relativa al ejercicio 2020. En el ejercicio 2021, no se han producido hechos que afecten a la
comparabilidad de la información .
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
13
2.4. Políticas contables
Las principales políticas contables utilizadas para la elaboración de estas Cuentas anuales consolidadas han sido las
siguientes:
2.4.1. Consolidación
a. Dependientes
Las sociedades dependientes se consolidan a partir de la fecha en que se transfiere el control a Naturgy, y se
excluyen de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo.
Se consideran sociedades dependientes aquellas entidades controladas por Naturgy. Naturgy controla una entidad
cuando, por su implicación en ella, está expuesta o tiene derecho, a unos rendimientos variables y tiene la capacidad
de influir en dichos rendimientos a través del poder que ejerce sobre ella.
Los resultados de las sociedades dependientes adquiridas o enajenadas durante el ejercicio se incluyen en el Estado
consolidado del resultado desde la fecha efectiva de adquisición o hasta la fecha efectiva de enajenación.
En el proceso de consolidación, se eliminan las transacciones, los saldos y las ganancias no realizadas entre
sociedades dependientes de Naturgy. Las pérdidas no realizadas también se eliminan, a menos que la transacción
proporcione evidencia de una pérdida por deterioro del activo transferido.
Las participaciones no dominantes en el patrimonio y en los resultados de las sociedades dependientes se presenta
de forma detallada en los epígrafes de “Participaciones no dominantes” en el Balance de situación consolidado y de
“Resultado atribuible a participaciones no dominantes” en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Para contabilizar la adquisición de dependientes se utiliza el método de adquisición. El coste de adquisición es el valor
razonable de los activos entregados, de los instrumentos de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o
asumidos en la fecha de intercambio, y de cualquier contraprestación adicional que dependa de eventos futuros
(siempre que sea probable y pueda valorarse con fiabilidad).
Naturgy, en sus procesos de combinación de negocios con fecha de adquisición posterior a 1 de enero de 2020, ha
aplicado la definición de “Negocio” al evaluar si ha adquirido un negocio o un grupo de activos. Siendo un negocio
aquel conjunto integrado de actividades y activos, susceptibles de ser dirigidos y gestionados con el propósito de
proporcionar bienes o servicios a los clientes, que genera ingresos por inversiones (tales como dividendos o intereses)
u otros ingresos de actividades ordinarias.
Así mismo, Naturgy, tiene la opción de aplicar una "prueba de concentración" que permite la evaluación simplificada,
sin necesidad de evaluación adicional, de si un conjunto de actividades y activos adquiridos no es un negocio. La
prueba se cumple 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 tal caso los activos adquiridos no
representarían un negocio.
Los activos intangibles adquiridos mediante una combinación de negocios se reconocen separadamente del fondo de
comercio si se cumplen los criterios de reconocimiento de activos, o sea, si son separables o tienen su origen en
derechos legales o contractuales y cuando su valor razonable puede valorarse de manera fiable.
Los activos identificables adquiridos y los pasivos o pasivos contingentes incurridos o asumidos como resultado de la
transacción, se valoran inicialmente a su valor razonable a la fecha de adquisición.
Para cada combinación de negocios, Naturgy puede optar por reconocer cualquier participación no dominante en la
adquirida por el valor razonable o por la parte proporcional de la participación no dominante de los importes
reconocidos de los activos netos identificables de la adquirida.
Los costes relacionados con la adquisición se reconocen como gastos en el ejercicio en que se incurre en ellos.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
14
El exceso de coste de la adquisición respecto al valor razonable de la participación de Naturgy en los activos netos
identificables adquiridos se registra como fondo de comercio. Si, después de evaluar el importe de la
contraprestación entregada y la valoración de los activos netos adquiridos, el coste de adquisición es menor que el
valor razonable de los activos netos de la dependiente adquirida, se reconoce la diferencia directamente en la Cuenta
de pérdidas y ganancias consolidada.
El periodo de valoración de las combinaciones de negocio se inicia en la fecha de adquisición y finaliza cuando
Naturgy concluye que no puede obtener más información sobre los hechos y circunstancias que existían a la fecha de
adquisición. Este periodo, en ningún caso, superará un año desde la fecha de adquisición. Durante el periodo de
valoración la combinación de negocios se considera provisional y reconocerán ajustes del importe provisional, en su
caso, como si la contabilización de la combinación de negocios hubiera sido completada en la fecha de adquisición.
En una combinación de negocios realizada por etapas, Naturgy valora su participación previa en el patrimonio de la
sociedad adquirida por su valor razonable en la fecha de control, reconociendo las ganancias o pérdidas resultantes
en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
En relación con las adquisiciones de participaciones sobre las que ya se tiene el control o ventas de participaciones
sin pérdida de control, la diferencia entre el precio pagado o recibido y su valor neto contable, se registra como
transacciones patrimoniales, no generando ni fondo de comercio ni resultado.
Cuando el grupo deja de consolidar una inversión debido a una pérdida de control, cualquier participación retenida en
la entidad se valora de nuevo a su valor razonable registrando el cambio en el importe en libros en la cuenta de
pérdidas y ganancias consolidada. Este valor razonable se convierte en el importe en libros inicial a efectos de
contabilizar posteriormente la participación retenida como una asociada, negocio conjunto o activo financiero.
Además, cualquier importe previamente reconocido en otro resultado global respecto de esa entidad se contabiliza
como si el grupo hubiese dispuesto directamente de los correspondientes activos o pasivos.
Las opciones de venta otorgadas a accionistas minoritarios de sociedades dependientes en relación con
participaciones en dichas sociedades, se valoran al valor actual del importe a reembolsar, esto es, su precio de
ejercicio y se presentan en el epígrafe de “Otros pasivos”.
Las políticas contables de las entidades dependientes se han adaptado a las políticas contables de Naturgy, para
transacciones y otros eventos que, siendo similares se hayan producido en circunstancias parecidas.
Los 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 Naturgy.
b. Acuerdos conjuntos
En un acuerdo conjunto las partes se encuentran vinculadas a través de un acuerdo contractual que otorga a dos o
más de esas partes el control conjunto del acuerdo. Existe control conjunto cuando las decisiones sobre las
actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de todas las partes comparten el control.
Un acuerdo conjunto se clasifica como operación conjunta si las partes ostentan derechos sobre los activos de este y
tienen obligaciones por sus pasivos o como negocio conjunto si los partícipes ostentan derechos únicamente sobre
los activos netos de las participadas.
Operaciones conjuntas
Las participaciones en operaciones conjuntas se registran por el método de integración proporcional de forma que los
activos y pasivos asignados a las operaciones conjuntas se presentan en el Balance de situación consolidado
clasificados de acuerdo con su naturaleza específica y al porcentaje de participación de Naturgy. De la misma forma,
los ingresos y gastos con origen en operaciones conjuntas se presentan en la Cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada de acuerdo a su propia naturaleza y al porcentaje de participación de Naturgy.
Negocios conjuntos
Las participaciones en negocios conjuntos se valoran por el método de la participación.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
15
Bajo el método de la participación, los intereses en negocios conjuntos se reconocen inicialmente a su coste y se
ajusta a partir de entonces para reconocer la participación de Naturgy en los beneficios y pérdidas posteriores a la
adquisición y movimientos en otro resultado global.
En cada fecha de presentación de información financiera, Naturgy determina si existe alguna evidencia objetiva de
que se haya deteriorado el valor de la inversión en un negocio conjunto. Si este fuese el caso, Naturgy calcula el
importe de la pérdida por deterioro del valor como la diferencia entre el importe recuperable del negocio conjunto y
su importe en libros y reconoce el importe en el epígrafe “Resultado de entidades valoradas por el método de la
participación” en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
c. Asociadas
Asociadas son todas las entidades sobre las que Naturgy ejerce influencia significativa, capacidad de participar en las
decisiones financieras y operativas, pero no tiene control ni control conjunto. Generalmente, se produce cuando se
mantiene una participación de entre un 20% y un 50% de los derechos de voto.
Las inversiones en asociadas se valoran por el método de la participación desarrollado en el apartado anterior.
d. Perímetro de consolidación
En el Anexo I se incluyen las sociedades participadas directa e indirectamente por Naturgy que han sido incluidas en
el perímetro de consolidación.
En el Anexo II. se incluyen las principales variaciones en el perímetro de consolidación producidas en los ejercicios
2021 y 2020, detallándose a continuación las más relevantes.
Ejercicio 2021
El 15 de enero de 2021 Naturgy, a través de Naturgy Solar USA, LLC, participada al 100%, adquirió la totalidad de los
intereses económicos en Hamel Renewables, LLC (Estados Unidos) que posee una cartera de proyectos solares de 8
GW junto con 4,6 GW de proyectos de almacenamiento de energía ubicados en 9 estados del país (Nota 32).
En febrero de 2021 Naturgy completó la venta de una participación del 60% en las sociedades Lean Corporate
Services, S.L., Lean Customer Services, S.L., Lean Grids Services, S.L. y Naturgy IT, S.L. Previamente, en 2020, se había
producido una primera venta del 25% que dio entrada a los correspondientes socios estratégicos en la prestación de
los diferentes servicios. Por tanto, tras la venta del 60%, el porcentaje que retiene Naturgy sobre estas sociedades es
del 15% lo que ha supuesto la pérdida de control en estas sociedades, sin impacto significativo en las cuentas
anuales consolidadas.
En marzo de 2021, Naturgy, ENI y la República Árabe de Egipto, completaron el acuerdo alcanzado el 1 de diciembre
de 2020, para resolver de forma amistosa las disputas que afectaban a Unión Fenosa Gas (UFG). Como resultado de
ello, UFG ha recibido una serie de pagos en efectivo y la mayoría de activos fuera de Egipto, excluyendo las
actividades comerciales de UFG en España. También ha supuesto el fin del contrato de aprovisionamiento de gas
anual de alrededor de 3,5 bcm para suministrar a los ciclos combinados en España que finalizaba en 2029, a la vez
que mantiene su contrato con Omán que expira en 2025. Simultáneamente, se ha producido la adquisición de la
participación restante del 50% en UFG por importe de 466 millones de euros de forma que Naturgy alcanza el 100%
de participación, obteniendo el control y pasándola a consolidar como dependiente (Nota 32). A su vez, esta
transacción ha generado una plusvalía por importe de 127 millones de euros registrada en el epígrafe de “Otros
resultados” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (Nota 29), al considerarse una combinación de
negocios realizada por etapas.
Por otro lado, en junio de 2021 se produjo la venta de la participación del 40% en Cogeneración del Noroeste, S.L.
(Nota 8).
El 13 de julio de 2021 se realizó la venta de Mobiligaz, S.A.S. en Francia sociedad que previamente había recibido los
activos correspondientes a la actividad de gas natural vehicular de Gas Natural Europe, S.A.S. por un importe de 11
millones de euros. Esta transacción ha generado una plusvalía por importe de 7 millones de euros registrada en el
epígrafe de “Otros resultados” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (Nota 29).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
16
El 26 de julio de 2021 se completó la venta de la participación del 96,04% en Compañía General de Electricidad S.A.
en Chile (CGE), sociedad que lleva a cabo el negocio de redes de electricidad en Chile, a State Grid International
Development Limited (SGID) por un precio total de compra (Equity value) de 2.570 millones de euros. Esta
transacción ha generado una plusvalía por importe de 64 millones de euros registrada en el epígrafe de “Resultado
procedente de operaciones interrumpidas” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (Nota 11).
El 20 de diciembre de 2021 se completó la venta de la participación del 100% en Naturgy Ltd. en Irlanda, sociedad
comercializadora de gas y electricidad en Irlanda por un precio de venta de 38 millones de euros. Esta transacción ha
supuesto una minusvalía por importe de 8 millones de euros registrada en el epígrafe de “Otros resultados” de la
Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (Nota 29).
El 23 de diciembre de 2021 se adquirió el 100% de participación en Parque Eólico El Almendro, S.L.U. de 44 MW de
potencia, en la misma fecha de inicio de operación comercial a la que estaba condicionada (Nota 32).
Como consecuencia del proceso de reorganización societaria de Naturgy cuya finalidad es la de reestructurar las
actividades en una serie de compañías pertenecientes a un mismo grupo de sociedades, minimizando y diversificando
riesgos, simplificando y adaptando la actual estructura empresarial de modo que la visión de cada actividad sea más
clara y sencilla, en octubre de 2021, Naturgy Generación, S.L.U. ha escindido la actividad de generación eléctrica a
través de ciclos combinados a favor de la sociedad Naturgy Ciclos Combinados, S.L.U. y la actividad de generación
eléctrica nuclear, carbón y fuel a favor de la sociedad Naturgy Térmica, S.L.U. con efectos contables 1 de enero de
2021. Estas operaciones no han tenido efectos sobre las Cuentas anuales consolidadas.
Ejercicio 2020
El 20 de enero de 2020 se completó la venta del 47,9% de Ghesa Ingeniería y Tecnología, S.A. (Nota 29).
El 3 de abril de 2020 se completó la venta de Iberafrica Power Limited sin impacto significativo en la cuenta de
resultados consolidada.
En julio de 2020 se completó la operación iniciada en 2019 en relación a la adquisición de Medgaz. Por un lado,
Naturgy había llegado a un acuerdo para adquirir el 34,05% de Medgaz a CEPSA Holding LLC por 445 millones de
euros a través de la sociedad del grupo Medina Partnership, S.A.U. (Medina) de forma que, unido a la participación
anterior del 14,95%, Medina pasara a tener el 49% tras el cierre de la operación.
Por otro lado, Naturgy había suscrito un acuerdo con BlackRock Global Energy & Power Infrastructure Fund (GEPIF)
por el que, a opción de Naturgy, GEPIF adquiriría un 50% de Medina Partnership, S.A.U. al mismo precio acordado
para adquirir la participación de Medgaz.
El 1 de abril de 2020, una vez recibida la autorización por parte de la CNMC para la adquisición de la participación del
34,05% de Medgaz, Naturgy decidió ejercer la opción firmada con GEPIF lo que supuso la entrada en vigor del
acuerdo que establece el control conjunto de dicha sociedad. Tras la adquisición de la mencionada participación el 30
de abril de 2020 (Nota 8) y el cumplimiento del resto de condiciones, en julio de 2020 se completó la operación.
El 15 de septiembre de 2020 se completó la venta del 49% de Montouto 2000, S.A.
El 15 de diciembre 2020 se adquirió el 34,2% restante de la sociedad Eólica Tramuntana S.L. de forma que se
alcanzó el 100% de participación en dicha sociedad. Posteriormente, dicha sociedad adquirió a su vez el 100% de la
sociedad Infraestructures Electriques de la Terra Alta, S.L.U. Estas adquisiciones no supusieron impactos relevantes.
2.4.2. Transacciones en moneda extranjera
Las partidas incluidas en las Cuentas anuales consolidadas de cada una de las entidades de Naturgy se valoran
utilizando la moneda del entorno económico principal en que la entidad opera (moneda funcional). Las cuentas
anuales consolidadas se presentan en euros, que es la moneda de presentación de la Sociedad dominante.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
17
Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional utilizando los tipos de cambio vigentes
en las fechas de las transacciones. Las pérdidas y ganancias en moneda extranjera que resultan de la liquidación de
estas transacciones y de la conversión a los tipos de cambio de cierre de los activos y pasivos monetarios
denominados en moneda extranjera se reconocen en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Los resultados y la situación financiera de todas las entidades de Naturgy que tienen una moneda funcional diferente
de la moneda de presentación se convierten a la moneda de presentación como sigue:
–Los activos y pasivos de cada Balance de situación presentado se convierten al tipo de cambio de cierre en la
fecha del Balance.
–Los ingresos y gastos de cada Cuenta de pérdidas y ganancias se convierten a los tipos de cambio medios
mensuales, a menos que esta medida no sea una aproximación razonable del efecto acumulativo de los tipos
existentes en las fechas de la transacción, en cuyo caso los ingresos y gastos se convierten en la fecha de las
transacciones.
–Todas las diferencias de cambio resultantes se reconocen en el Estado consolidado de resultado global y el
importe acumulado se registra en el epígrafe de “Diferencias de conversión” del Patrimonio neto.
Antes de su conversión a euros, los estados financieros de las sociedades del Grupo cuya moneda funcional es la de
una economía hiperinflacionaria se ajustan por la inflación según el procedimiento descrito en el párrafo siguiente.
Una vez reexpresadas, todas las partidas de los estados financieros son convertidas a euros aplicando el tipo de
cambio de cierre. Las cifras correspondientes a periodos anteriores, que se presentan a efectos comparativos, no son
modificadas.
Para determinar la existencia de hiperinflación, el Grupo evalúa las características cualitativas del entorno
económico, así como la evolución de las tasas de inflación en los últimos tres años. Los estados financieros de
compañías cuya moneda funcional es la de una economía considerada altamente inflacionaria son ajustados para
reflejar los cambios en el poder adquisitivo de la moneda local, de tal forma que todas las partidas del Balance de
situación que no están expresadas en términos corrientes (partidas no monetarias), son reexpresadas tomando como
referencia un índice de precios representativo a la fecha de cierre del ejercicio, y todos los ingresos y gastos,
ganancias y pérdidas, son reexpresados mensualmente aplicando factores de corrección adecuados. La diferencia
entre los importes iniciales y los valores ajustados se imputa a resultados.
Los ajustes al fondo de comercio y al valor razonable que surgen en la adquisición de una entidad extranjera se tratan
como activos y pasivos de la entidad extranjera y se convierten al tipo de cambio de cierre.
Desde 1 de julio de 2018, de acuerdo a los criterios establecidos por la NIC 29 “Información Financiera en Economías
Hiperinflacionarias”, se considera la economía argentina como hiperinflacionaria con efectos retroactivos al 1 de
enero de 2018.
Las tasas de inflación utilizadas fueron el índice de precios internos al por mayor (IPIM) hasta 31 de diciembre de
2016 y el índice de precios al consumo (IPC) a partir de 1 de enero de 2017.
Con efectos retroactivos 1 de enero de 2018 se registró un incremento en patrimonio neto como consecuencia de
aplicar la variación de la inflación al coste histórico de los activos no monetarios desde su fecha de adquisición o
incorporación al balance de situación consolidado y registrar el correspondiente pasivo por impuesto diferido. Este
efecto quedó reflejado en las diferencias de conversión al inicio del propio ejercicio 2018.
A partir del 1 de enero de 2018:
–Se produce un ajuste a las distintas partidas de ingresos y gastos para aplicar la variación de la inflación desde
la fecha en que se incorporaron a la cuenta de resultados, así como para reflejar las pérdidas derivadas de la
posición monetaria neta.
–La conversión a euros de las cifras así ajustadas en los estados financieros consolidados se realiza aplicando el
tipo de cambio de cierre del peso argentino frente al euro.
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18
Los tipos de cambio respecto del euro (EUR) de las principales divisas de las sociedades de Naturgy a 31 de
diciembre de 2021 y 2020 han sido los siguientes:
31.12.2021
31.12.2020
Tipo de Cierre
Tipo medio
acumulado (1)
Tipo de Cierre
Tipo medio
acumulado (1)
Dólar estadounidense (USD)
1,13
1,18
1,23
1,14
Peso Argentino (ARS)
116,94
116,94
102,85
102,85
Real Brasileño (BRL)
6,31
6,38
6,37
5,86
Peso Chileno (CLP)
968,99
898,36
868,06
900,34
Peso Mexicano (MXN)
23,14
23,98
24,42
24,41
Dólar Australiano (AUD)
1,56
1,57
1,59
1,65
(1) En Argentina se utiliza el tipo de cambio a cierre como consecuencia de considerar Argentina como una economía hiperinflacionaria.
2.4.3. Inmovilizado intangible
a. Fondo de comercio
El fondo de comercio representa el exceso del coste de adquisición sobre el valor razonable de la participación en los
activos netos identificables de la dependiente, controlada conjuntamente o asociada adquirida, en la fecha de
adquisición. El fondo de comercio relacionado con adquisiciones de dependientes se incluye en inmovilizado
intangible y el relacionado con adquisiciones de asociadas o controladas conjuntamente se incluye en inversiones
contabilizadas aplicando el método de la participación.
El fondo de comercio no se amortiza y se revisa anualmente para analizar las posibles pérdidas por deterioro de su
valor, registrándose en el Balance de situación consolidado a su valor de coste menos las pérdidas por deterioro
acumuladas.
Las pérdidas por deterioro del fondo de comercio no son reversibles.
b. Concesiones CINIIF 12 y otras concesiones y similares
Incluye el coste de adquisición de las concesiones si se adquieren directamente a un organismo público o similar, el
valor razonable atribuido a la concesión en caso de adquirirse como parte de una combinación de negocios o el coste
de construcción y mejora de las infraestructuras destinadas a concesiones, de acuerdo con la CINIIF 12 “Acuerdos de
concesión de servicios”.
Los activos afectos a la mencionada CINIIF 12, que son aquéllos en los que el concedente controla los servicios que
Naturgy (operador) debe prestar y la participación residual significativa en la infraestructura al término de la vigencia
del acuerdo, se registran como activo financiero si el operador tiene un derecho incondicional a percibir efectivo del
concedente y como activo intangible si el operador no tiene tal derecho, sino que tiene el derecho a cobrar a los
usuarios del servicio. Los ingresos y gastos correspondientes a los servicios de construcción o mejora de las
infraestructuras se registran por su importe bruto. Dado que los acuerdos de concesión no especifican la retribución
correspondiente a estos conceptos, el valor razonable de los ingresos se estima por referencia a los gastos incurridos
sin margen.
Los activos incluidos en este epígrafe se amortizan linealmente en el período de duración de cada una de las
concesiones.
Asimismo, las concesiones de distribución eléctrica en España y las concesiones de distribución de gas en Chile,
adquiridas todas ellas básicamente como parte de una combinación de negocios, no tienen límite legal ni de ningún
otro tipo. En consecuencia, al tratarse de activos intangibles de vida indefinida, no se amortizan, si bien se analiza su
posible deterioro con periodicidad anual de acuerdo a lo descrito en la Nota 2.4.6.
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19
c. Aplicaciones informáticas
Los costes directamente relacionados con la producción de programas informáticos que sea probable que vayan a
generar beneficios económicos superiores a los costes se reconocen como inmovilizado intangible. Los costes
directos incluyen los gastos del personal que desarrolla los programas informáticos.
Los costes de aplicaciones informáticas reconocidos como activos se amortizan linealmente en un período de cinco
años desde el momento en que están disponibles para la entrada en explotación de la aplicación.
d. Gastos de investigación
Los gastos de investigación se reconocen como gasto en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada cuando se
incurren.
e. Costes de captación comercial
Los costes incrementales incurridos directamente para la obtención de contratos con clientes, que reflejan las
comisiones pagadas para la obtención de contratos de suministro de energía con dichos clientes y que se espera
recuperar en la duración esperada del contrato, se registran como un inmovilizado intangible.
Los costes de captación comercial reconocidos como activos se amortizan de forma sistemática en la Cuenta de
pérdidas y ganancias consolidada a lo largo de la vida media esperada de los contratos con clientes que oscila entre 2
y 8 años.
f. Otro inmovilizado intangible
En otro inmovilizado intangible principalmente se incluyen los siguientes conceptos:
–El coste de las licencias de explotación de parques de generación renovable, básicamente adquiridos como
consecuencia de combinaciones de negocios, que se amortizan en su vida útil restante.
–Los contratos de aprovisionamiento de gas y otros derechos contractuales adquiridos como parte de una
combinación de negocios, que se valoran a valor razonable y se amortizan linealmente en la duración de los
mismos, que no difiere significativamente del patrón de consumo esperado.
No existen inmovilizados intangibles con una vida útil indefinida distintos del fondo de comercio, de las mencionadas
concesiones de distribución eléctrica y de las concesiones de distribución de gas.
2.4.4. Inmovilizado material
Los bienes comprendidos en el inmovilizado material se registran a su coste menos la amortización acumulada y, en
su caso, la corrección valorativa por deterioro asociada.
a. Coste
Los bienes comprendidos en el inmovilizado material se valoran al precio de adquisición o al coste de producción o el
valor atribuido al activo en caso de que se adquiera como parte de una combinación de negocios.
Forman parte del inmovilizado material los costes financieros correspondientes a la financiación de los proyectos de
instalaciones técnicas durante el período de construcción, hasta la preparación del activo para su uso.
Los costes de renovación, ampliación o mejora son incorporados al activo como mayor valor del bien exclusivamente
cuando suponen un aumento de su capacidad, productividad o prolongación de su vida útil. Los costes de
reparaciones importantes se activan y se amortizan durante la vida útil estimada de los mismos (generalmente, de 2
a 6 años), mientras que los gastos recurrentes de mantenimiento se imputan a los resultados del ejercicio en que se
incurren.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
20
Los importes relacionados con los trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado material corresponden al
coste directo de producción.
Se registra como inmovilizado material el gas no extraíble preciso para la explotación de los almacenamientos
subterráneos de gas natural (gas colchón), amortizándose en el período de vida útil del almacenamiento subterráneo.
Los gastos derivados de las actuaciones empresariales encaminadas a la protección y mejora del medio ambiente se
contabilizan como gasto del ejercicio en que se incurren.
Cuando suponen incorporaciones al inmovilizado material, cuyo fin sea la minimización del impacto medioambiental y
la protección y mejora del medio ambiente, se contabilizan como mayor valor del inmovilizado.
Los costes futuros a los que Naturgy deberá hacer frente en relación con el cierre y desmantelamiento de
determinadas instalaciones se incorporan al valor del activo por el valor actualizado, recogiendo la correspondiente
provisión (Nota 2.4.19.).
Los beneficios y pérdidas en ventas son determinados por comparación del precio de venta con los valores contables
y son registrados en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
b. Amortización
Los activos se amortizan linealmente, durante su vida útil estimada o, en caso de ser menor, durante la duración de la
concesión. Las vidas útiles estimadas son:
Años de vida útil
estimada
Construcciones
33-50
Buques de transporte de gas
25-30
Instalaciones técnicas (red de distribución y transporte de gas)
20-40
Instalaciones técnicas (centrales hidráulicas)
14-65
Instalaciones técnicas (centrales de ciclo combinado)
35-40
Instalaciones técnicas (centrales nucleares)
44-47
Instalaciones técnicas (parques eólicos)
25-30
Instalaciones técnicas (parques fotovoltaicos)
25-30
Instalaciones técnicas (red de transporte eléctrica)
30-40
Instalaciones técnicas (red de distribución eléctrica)
18-40
Equipos informáticos
4
Elementos de transporte
6
Otros elementos
3-20
Las centrales hidráulicas están sujetas al régimen de concesión administrativa temporal. A la terminación de los
plazos establecidos para las concesiones administrativas, las instalaciones han de revertir al Estado en condiciones
de buen uso, lo que se consigue gracias a los programas de mantenimiento de las mismas. En el cálculo de la dotación
de la amortización de las centrales hidráulicas se diferencian los distintos tipos de elementos que las integran,
distinguiendo las inversiones en obra civil (cuyo plazo de amortización está en función del período de la concesión), el
equipo electromecánico (40 años) y el resto del inmovilizado (14 años), en cualquier caso atendiendo al uso de la
central y con el límite máximo del plazo de la concesión (entre los años 2022 y 2063).
Naturgy amortiza sus centrales nucleares en una vida útil entre 44 y 47 años que corresponde a la vida establecida
en el protocolo firmado en 2019 con Enresa y el resto de propietarios de las instalaciones. El permiso de explotación
de estas instalaciones suele abarcar períodos sucesivos de 10 años, sin que pueda solicitarse su renovación hasta un
momento próximo a la finalización de cada uno de ellos. No obstante, considerando el óptimo rendimiento de estas
instalaciones, así como sus programas de mantenimiento, se considera que la renovación de dichos permisos podrá
ser obtenida, al menos, hasta alcanzar el período de vida útil.
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21
En el mes de julio de 2021, Naturgy concluyó los estudios técnicos realizados sobre la estimación de vida útil de los
parques eólicos y fotovoltaicos y procedió a modificar de forma prospectiva la vida útil de dichas instalaciones de 25
a 30 años desde el 1 de julio de 2021. El efecto que este cambio en la vida útil estimada ha tenido en el epígrafe de
“Amortización y pérdidas por deterioro de activos” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio
2021 ha sido una menor amortización por importe de 15 millones de euros. Asimismo, se estima que a partir del
ejercicio 2021 esta modificación de la vida útil supondrá una menor amortización anual de aproximadamente 30
millones de euros.
En el mes de diciembre de 2020, Naturgy concluyó los estudios técnicos realizados sobre la estimación de la vida útil
de las centrales de ciclo combinado y, en línea con la práctica seguida por los principales operadores del sector,
procedió a modificar de forma prospectiva la vida útil de las centrales de ciclo combinado de 35 a 40 años desde el 1
de diciembre de 2020. El efecto que este cambio en la vida útil estimada tuvo en el epígrafe de “Amortización y
pérdidas por deterioro de activos” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2020 fue una
menor amortización por importe de 1 millón de euros. Asimismo, en el ejercicio 2021 esta modificación de la vida útil
ha supuesto una menor amortización anual de aproximadamente 15 millones de euros.
En 2020, Naturgy concluyó los estudios técnicos realizados sobre la estimación de vida útil de los contadores de gas
en España y procedió a modificar de forma prospectiva la vida útil de 10 a 20 años. El efecto de esta reestimación de
vida útil en el epígrafe de “Amortización y pérdidas por deterioro de activos” de la Cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada del ejercicio 2020 fue una menor amortización por importe de 4 millones de euros. Asimismo, en el
ejercicio 2021 esta modificación de la vida útil ha supuesto una menor amortización anual de aproximadamente 4
millones de euros.
Los valores residuales y las vidas útiles de los activos se revisan, ajustándolos, en su caso, en la fecha de cada
Balance de situación.
Cuando el valor contable de un activo es superior a su importe recuperable estimado o cuando ya no es útil, debido,
por ejemplo, a desplazamientos en la red de distribución, su valor se reduce de forma inmediata hasta su importe
recuperable (Nota 2.4.6.).
2.4.5. Activos por derecho de uso
Naturgy reconoce un activo por el derecho de uso en la fecha de comienzo del arrendamiento (Nota 2.4.20.). El coste
del activo por derecho de uso incluye el importe inicial del pasivo por arrendamiento, cualquier coste directo inicial,
los pagos por arrendamientos realizados antes o en la fecha de comienzo así como una estimación de cualquier coste
de desmantelamiento a incurrir en relación al activo. Posteriormente, el activo por derecho de uso se reconoce al
coste menos la amortización acumulada y, en su caso, la corrección valorativa por deterioro asociada y se ajusta para
reflejar cualquier reestimación posterior del pasivo o modificación del arrendamiento.
Naturgy aplica la exención para los arrendamientos a corto plazo (definidos como arrendamientos con un plazo de
arrendamiento inferior o igual a 12 meses) y arrendamientos de activos de bajo valor. Para estos arrendamientos,
Naturgy reconoce los pagos del arrendamiento como un gasto operativo de forma lineal durante el plazo del
arrendamiento, a menos que exista otra base sistemática más representativa del marco temporal en el que se
consumen los beneficios económicos del activo arrendado.
Los activos por derecho de uso se amortizan linealmente en el periodo más corto del plazo de arrendamiento y la vida
útil del activo subyacente. Si un arrendamiento transfiere la propiedad del activo subyacente o el coste del activo por
el derecho de uso refleja que Naturgy espera ejercer una opción de compra, el activo relacionado con el derecho de
uso se amortiza durante la vida útil del activo subyacente. La amortización comienza en la fecha de comienzo del
arrendamiento.
2.4.6. Pérdidas por deterioro de valor de activos no financieros
El valor de los activos no financieros se analiza, para determinar las posibles pérdidas por deterioro, siempre que
algún suceso o cambio en las circunstancias indique que el valor neto contable puede no ser recuperable.
Adicionalmente, con independencia de la existencia de cualquier indicio de deterioro, se revisa, al menos anualmente,
para los fondos de comercio y los inmovilizados intangibles que, o bien no están en explotación, o tienen vida
indefinida.
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Cuando el importe recuperable es menor que el valor neto contable del activo, se reconoce en la Cuenta de pérdidas
y ganancias consolidada una pérdida por deterioro por la diferencia entre ambos. El importe recuperable se calcula
como el mayor entre el valor razonable del activo menos los costes para su venta y su valor en uso según el
procedimiento del descuento de los flujos de efectivo futuros. Naturgy está considerando como importe recuperable
el valor en uso, calculado conforme la metodología que se describe a continuación.
A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos se agrupan al nivel más bajo para el que es
posible identificar flujos de efectivo independientes. Tanto los activos, incluidos los de vida útil indefinida, como
fondos de comercio se asignan a estas unidades generadoras de efectivo (UGEs).
Para aquellas UGEs que han requerido del análisis de posibles pérdidas por deterioro, los flujos de efectivo se han
basado en la mejor información prospectiva disponible para los próximos cinco años, ampliados con cinco años
adicionales o con el periodo de vida útil remanente, para determinados activos y concesiones, en función de la
regulación y de las expectativas para el desarrollo del mercado de acuerdo con las previsiones sectoriales disponibles
y de la experiencia histórica sobre la evolución de los precios y los volúmenes producidos.
La ampliación en cinco años de las proyecciones de flujos de efectivo o en el periodo de vida útil remanente de los
activos y concesiones está motivado porque en muchos casos se han suscrito contratos de venta de energía a largo
plazo, se dispone de curvas de precios estimadas a largo plazo que se utilizan en la operativa habitual del grupo (para
contratos, coberturas, etc), el negocio de comercialización de electricidad y gas está influenciado por políticas
gubernamentales de largo plazo y sustentado en relaciones estables con los clientes, existen periodos regulatorios
extensos y en el caso de las concesiones de transporte y distribución eléctrica y de gas porque se prevé el
mecanismo de cálculo de la nueva tarifa que el regulador correspondiente utilizará al comienzo del nuevo periodo
regulatorio.
Naturgy considera que sus proyecciones son fiables y que puede predecir con fiabilidad los flujos de caja adicionales
al periodo de cinco años iniciales.
Los flujos de efectivo posteriores al período proyectado de diez años se extrapolan considerando las tasas de
crecimiento estimadas para cada UGE que, en ningún caso, superan el tipo de crecimiento medio a largo plazo para el
negocio y país en el que operan y que son, en todos los casos, inferiores a los crecimientos del período proyectado de
diez años. Asimismo, para estimar los flujos de efectivo futuros en el cálculo de los valores residuales, se han
considerado todas las inversiones de mantenimiento y, en su caso, las inversiones de renovación necesarias para
mantener la capacidad productiva de las UGEs.
Los parámetros considerados para la determinación de las tasas de crecimiento, que representan el crecimiento a
largo plazo de cada negocio, se adecuan al crecimiento a largo plazo del país, obtenido de las estimaciones de la
inflación de diversas fuentes: consenso analistas (Bloomberg), Fondo Monetario Internacional (FMI), Organización
para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), Bancos Centrales y otros organismos estatales y Comisión
Europea para el periodo del 2021-2025 y, a partir de 2026, Economist Intelligence Unit (EIU) .
Los parámetros considerados para la composición de las tasas de descuento antes de impuesto son:
–Tasa libre de riesgo: Considerando el Bono soberano del mercado y plazo de referencia de la UGE así como
estudios u otras fuentes de información (Damodaran, EIU y otros).
–Prima de riesgo de mercado: Prima basada en estudios y otras fuentes de información (IESE Business School:
Pablo Fernández, Damodaran y otros).
–Beta desapalancada: Basado en betas estimadas para cada UGE en función de comparables (Bloomberg).
–Swap de tipos de interés moneda local: Swap entre 10 años y 30 años, en función del negocio de la UGE
(Bloomberg).
–Proporción patrimonio neto-deuda: En función de comparables del sector.
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23
La pérdida por deterioro de un activo, individualmente considerado, se reconoce en la Cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada, reduciendo el valor en libros del activo hasta su importe recuperable. Los cargos por
amortización del activo se ajustan en los ejercicios futuros, con el fin de distribuir el importe en libros revisado del
activo, menos su eventual valor residual, de una forma sistemática a lo largo de su vida útil restante.
Se reconoce una pérdida por deterioro de una UGE si su importe recuperable es menor que el importe en libros. Dicha
pérdida se distribuye en primer lugar, al fondo de comercio y a continuación, a los demás activos de la UGE,
prorrateando en función del importe en libros de cada uno. Estas reducciones se tratan como pérdidas por deterioro
de los activos individuales. No se reduce el importe en libros de un activo por debajo del mayor valor de entre su valor
recuperable y cero, repartiéndose este importe de pérdida no distribuida prorrateando entre los demás activos de la
UGE.
Las correcciones por deterioro del valor reconocidas en periodos anteriores para un activo, distinto del fondo de
comercio, podrán ser objeto de reversión si, y solo si, se hubiese producido un cambio en las estimaciones utilizadas,
para determinar el importe recuperable del mismo, desde que se reconoció la última pérdida por deterioro.
2.4.7. Activos y pasivos financieros
Activos financieros
Naturgy clasifica sus activos financieros según su categoría de valoración que se determina sobre la base del modelo
de negocio y las características de los flujos de caja contractuales, y solo reclasifica los activos financieros cuando, y
solo cuando, cambia su modelo de negocio para gestionar dichos activos.
Las adquisiciones y enajenaciones de inversiones se reconocen en la fecha de negociación, es decir, la fecha en que
Naturgy se compromete a adquirir o vender el activo.
En el momento de su reconocimiento inicial se clasifican en las categorías que a continuación se detallan:
a. Activos financieros a coste amortizado
Son activos financieros, no derivados, que se mantienen para el cobro de flujos de efectivo contractuales
cuando esos flujos de efectivo representan sólo pagos de principal e intereses. Se incluyen en activos
corrientes, excepto para vencimientos superiores a doce meses desde la fecha del Balance de situación que se
clasifican como activos no corrientes.
Se registran inicialmente a su valor razonable y posteriormente a su coste amortizado, utilizando el método de
interés efectivo. Los ingresos por intereses de estos activos financieros se incluyen en ingresos financieros,
cualquier ganancia o pérdida que surja cuando se den de baja se reconoce directamente en el resultado
consolidado y las pérdidas por deterioro del valor se presentan como una partida separada en la Cuenta de
pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio.
b. Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Son activos que se adquieren con el propósito de venderlos en un corto plazo. Los derivados se consideran en
esta categoría a no ser que estén designados como instrumentos de cobertura. Estos activos financieros se
valoran, tanto en el momento inicial como en valoraciones posteriores, por su valor razonable, imputando los
cambios que se produzcan en dicho valor en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio.
En el caso de los instrumentos de patrimonio clasificados en esta categoría, se reconocen por su valor
razonable y cualquier pérdida y ganancia que surge de cambios en el valor razonable, o el resultado de su
venta, se incluyen en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
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24
Los valores razonables de las inversiones que cotizan se basan en el valor de cotización (Nivel 1). En el caso de
participaciones en sociedades no cotizadas se establece el valor razonable empleando técnicas de valoración
que incluyen el uso de transacciones recientes entre partes interesadas y debidamente informadas,
referencias a otros instrumentos sustancialmente iguales y el análisis de flujos de efectivo futuros
descontados (Nivel 2 y 3). En el caso de que la información disponible reciente sea insuficiente para
determinar el valor razonable, o si existe toda una serie de valoraciones posibles del valor razonable y el coste
representa la mejor estimación dentro de esa serie, se registran las inversiones a su coste de adquisición
minorado por la pérdida por deterioro, en su caso.
c. Instrumentos de patrimonio a valor razonable con cambios en otro resultado global
Son aquellos instrumentos de patrimonio para los que Naturgy ha hecho una elección irrevocable en el
momento de reconocimiento inicial para su contabilización en esta categoría. Se reconocen por su valor
razonable y los incrementos o disminuciones que surgen de cambios en el valor razonable se registran en otro
resultado global, a excepción de los dividendos de dichas inversiones que se reconocerán en el resultado del
período. No se reconocen por tanto pérdidas por deterioro en resultados, y en el momento de su venta no se
reclasifican ganancias o pérdidas a la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Las valoraciones a valor razonable realizadas en las presentes cuentas anuales consolidadas se clasifican utilizando
una jerarquía de valor razonable que refleja la relevancia de las variables utilizadas para llevar a cabo dichas
valoraciones. Esta jerarquía consta de tres niveles:
–Nivel 1: Valoraciones basadas en el precio de cotización de instrumentos idénticos en un mercado activo. El
valor razonable se basa en los precios de cotización de mercado en la fecha de Balance.
–Nivel 2: Valoraciones basadas en variables que sean observables para el activo o pasivo. El valor razonable de
los activos financieros incluidos en esta categoría se determina usando técnicas de valoración. Las técnicas de
valoración maximizan el uso de datos observables de mercado que estén disponibles y se basan en la menor
medida posible en estimaciones específicas realizadas por Naturgy. Si todos los datos significativos requeridos
para calcular el valor razonable son observables, el instrumento se incluye en el Nivel 2. Si uno o más datos de
los significativos no se basan en datos de mercado observables, el instrumento se incluye en el Nivel 3.
–Nivel 3: Valoraciones en las que alguna variable significativa no esté basada en datos de mercado observables.
Los activos financieros se dan de baja cuando los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo del activo han
vencido o se han transferido, siendo necesario que se hayan transferido de manera sustancial los riesgos y beneficios
inherentes a su propiedad. No se dan de baja los activos financieros y se reconoce un pasivo por un importe igual a la
contraprestación recibida en las cesiones de activos en que se han retenido los riesgos y beneficios inherentes al
mismo.
Los contratos de cesión de cuentas a cobrar se consideran factoring sin recurso siempre que impliquen un traspaso
de los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los activos financieros cedidos.
El deterioro del valor de los activos financieros se basa en un modelo de pérdida esperada. Naturgy contabiliza la
pérdida esperada, así como los cambios de ésta, en cada fecha de presentación, para reflejar los cambios en el riesgo
de crédito desde la fecha de reconocimiento inicial, sin esperar a que se produzca un evento de deterioro.
Naturgy aplica el modelo general de pérdida esperada para los activos financieros, a excepción de los Deudores
comerciales y otras cuentas a cobrar sin componente financiero significativo, para los que aplica el modelo
simplificado de pérdida esperada.
El modelo general requiere el registro de la pérdida esperada que resulte de un evento de impago durante los
próximos 12 meses o durante la vida del contrato, dependiendo de la evolución del riesgo crediticio del activo
financiero desde su reconocimiento inicial en balance. Bajo el modelo simplificado se registran desde el inicio las
pérdidas crediticias esperadas durante la vida del contrato considerando la información disponible sobre eventos
pasados (como el comportamiento de pagos de los clientes), condiciones actuales y elementos prospectivos
(factores macroeconómicos como evolución de PIB, desempleo, inflación, tipos de interés…) que puedan impactar en
el riesgo de crédito de los deudores de Naturgy.
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Pasivos financieros
En el momento de su reconocimiento inicial se clasifican en las categorías que a continuación se detallan:
a. Pasivos financieros a coste amortizado
Las deudas financieras se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costes de la transacción en
los que se hubiera incurrido. Cualquier diferencia entre el importe recibido y su valor de reembolso se
reconoce en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada durante el período de amortización de la deuda
financiera, utilizando el método del tipo de interés efectivo.
En caso de modificaciones contractuales de un pasivo a coste amortizado que no resulta en baja del balance,
los flujos contractuales modificados de la deuda refinanciada se descuentan a la tasa de interés efectiva
original, y la diferencia obtenida con el valor contable previo se registra en la Cuenta de pérdidas y ganancias
en la fecha de la modificación.
La diferencia entre el importe en libros de un pasivo financiero que se cancela y la contraprestación pagada se
reconoce en el resultado del periodo.
Las deudas financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que su vencimiento tenga lugar a más
de doce meses desde la fecha del Balance de situación, o incluyan cláusulas de renovación tácita a ejercicio de
Naturgy.
Adicionalmente, los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes son pasivos financieros a corto
plazo que se valoran inicialmente a valor razonable, no devengan explícitamente intereses y se registran por
su valor nominal.
b. Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Son pasivos que se adquieren con el propósito de venderlos en un corto plazo. Los derivados se consideran en
esta categoría a no ser que estén designados como instrumentos de cobertura. Estos pasivos financieros se
valoran, tanto en el momento inicial como en valoraciones posteriores, por su valor razonable, imputando los
cambios que se produzcan en dicho valor en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio.
2.4.8. Derivados y otros instrumentos financieros
Los derivados financieros se reconocen a su valor razonable en la fecha de contrato, valorándose con posterioridad a
su valor razonable. El método para el reconocimiento de la ganancia o pérdida depende de si se clasifica el derivado
como un instrumento de cobertura, y en este caso, la naturaleza del activo objeto de la cobertura.
Naturgy alinea su contabilidad con la gestión de los riesgos financieros que lleva a cabo. De forma periódica se
revisan los objetivos de la gestión de riesgos y la estrategia de cobertura, realizándose una descripción del objetivo de
gestión de riesgos perseguido.
Para que cada operación de cobertura se considere eficaz, Naturgy documenta que la relación económica entre el
instrumento de cobertura y el elemento cubierto está alineada con sus objetivos de gestión del riesgo.
El valor de mercado de los diferentes instrumentos financieros se calcula mediante los siguientes procedimientos:
–Para los derivados cotizados en un mercado organizado, por su cotización al cierre del ejercicio (Nivel 1).
–En el caso de los derivados no negociables en mercados organizados, por el descuento de flujos de caja,
basándose en las condiciones de mercado a fecha de cierre del ejercicio o, en el caso de elementos no
financieros, en la mejor estimación de las curvas futuras de precios de dichos elementos (Nivel 2 y 3).
Los valores razonables se ajustan por el impacto esperado del riesgo de crédito observable de la contraparte en los
escenarios de valoración positivo y el impacto del riesgo de crédito propio observable en los escenarios de valoración
negativo.
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Tal y como se describe en la Nota 2.2., Naturgy ha adoptado las excepciones temporales establecidas como
consecuencia de la Reforma de los Índices de referencia de tipos de interés Interest Rate Benchmark Reform a la
aplicación de los requisitos específicos de la contabilidad de coberturas a las relaciones de cobertura existentes a 1
de enero de 2021 o a las designadas posteriormente y que están directamente afectadas por la reforma IBOR.
Los derivados implícitos en otros instrumentos financieros o en otros contratos principales son contabilizados
separadamente como derivados, solamente cuando sus características económicas y riesgos inherentes no están
relacionados estrechamente con los instrumentos en los que se encuentran implícitos y el conjunto no esté siendo
contabilizado a valor razonable con cambios a través de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
A efectos de su contabilización, las operaciones se clasifican de la manera siguiente:
1. Derivados que califican para la contabilidad de coberturas
a. Cobertura del valor razonable
Los cambios en el valor razonable de los derivados designados, que cumplen las condiciones para clasificarse como
operaciones de cobertura del valor razonable, se reconocen en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, junto
con cualquier cambio en el valor razonable de las partidas cubiertas.
b. Cobertura de flujos de efectivo
La parte identificada como cobertura eficaz de los cambios en el valor razonable de los derivados designados y
calificados como cobertura de flujos de efectivo se reconoce en el Otro resultado global del patrimonio neto. La
ganancia o pérdida correspondiente a la parte no eficaz se reconoce inmediatamente en la Cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada.
Cuando se usan contratos de opción para cubrir transacciones previstas, el grupo designa sólo el valor intrínseco del
contrato de opción como el instrumento de cobertura.
Los importes acumulados en el patrimonio neto se traspasan a la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada en el
ejercicio en que la partida cubierta afecta a la ganancia o a la pérdida. No obstante, si ese importe es una pérdida, y
por el importe que no se espere recuperar, se reclasificará inmediatamente en la Cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada en concepto de ajuste por reclasificación.
Los importes acumulados en el patrimonio neto se traspasan a la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada en el
ejercicio en que la partida cubierta afecta a la ganancia o a la pérdida, tal como sigue:
–La ganancia o la pérdida correspondiente a la parte eficaz de las permutas de tipo de interés se reconocen en el
gasto financiero en el mismo momento que el gasto por intereses en los préstamos cubiertos.
–Cuando un instrumento de cobertura cubre una transacción prevista, los importes acumulados siguen en el
patrimonio hasta que la transacción prevista ocurre. Cuando la transacción prevista no ocurra, el importe
acumulado en el patrimonio se reclasifica inmediatamente al resultado del periodo.
Si la partida cubierta resulta posteriormente en el reconocimiento de un activo, el importe acumulado en el
patrimonio se reconocerá en el coste inicial del activo.
c. Coberturas de inversión neta en el extranjero
Su operativa contable es similar a la cobertura de flujos de efectivo. Las variaciones de valor de la parte efectiva del
instrumento de cobertura se recogen en el Balance de situación consolidado en el epígrafe “Diferencias de
conversión”. La pérdida o ganancia relativa a la parte no efectiva se reconoce inmediatamente en el epígrafe
“Diferencias de cambio” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada. El importe acumulado de la valoración
registrado en “Diferencias de conversión” se traspasa a la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, en la medida
en que se enajena la inversión en el extranjero que las ha ocasionado.
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2. Derivados que no califican para la contabilidad de cobertura
Ciertos derivados no cumplen el criterio para poder aplicar la contabilidad de cobertura. Los cambios en el valor
razonable de cualquier derivado que no califique para la contabilidad de cobertura se reconocen inmediatamente en
la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Asimismo, se registran en resultado de explotación los derivados sobre commodities no considerados contablemente
como de cobertura, puesto que constituyen, en esencia, una cobertura económica al existir coincidencia entre los
términos críticos del derivado y su partida económicamente cubierta.
3. Contratos de compra y venta de energía
En el curso normal de sus negocios Naturgy dispone de contratos de compra y venta de energía que en la mayoría de
los casos incluyen cláusulas take or pay, en virtud de las cuales el comprador asume la obligación de pagar el valor de
la cantidad de energía contratada con independencia de que la reciba o no. Estos contratos se celebran y se
mantienen con el propósito de hacer frente a las necesidades de recepción o entrega física de energía previstas por
Naturgy de acuerdo a las estimaciones periódicas de compra y venta de energía, cuyo seguimiento se efectúa de
manera sistemática y que se ajustan siempre mediante entrega física. En consecuencia, se trata de contratos para
“uso propio” y, por lo tanto, se encuentran fuera del alcance de la NIIF 9.
2.4.9. Activos no corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas
Naturgy clasifica como activos mantenidos para la venta todos los activos y pasivos vinculados para los cuales se
han iniciado gestiones activas para su venta, están disponibles en sus condiciones actuales para su enajenación y es
altamente probable que la misma se lleve a cabo dentro de los doce meses siguientes.
Estos activos se presentan valorados al menor importe entre su valor contable y el valor razonable minorado por los
costes necesarios para su enajenación y no están sujetos a amortización, desde el momento en que son clasificados
como activos no corrientes mantenidos para la venta.
En caso de que se produzcan retrasos causados por hechos o circunstancias fuera del control de Naturgy y existan
evidencias suficientes de que se mantiene el compromiso con el plan para vender los clasificados como mantenidos
para la venta se mantiene la clasificación a pesar de que el periodo para completar la venta se alargue más allá de un
año.
Los activos no corrientes mantenidos para la venta se presentan en el Balance de situación consolidado de la
siguiente forma: los activos en un único epígrafe denominado “Activos no corrientes mantenidos para la venta” y los
pasivos también en un único epígrafe denominado “Pasivos vinculados a activos no corrientes mantenidos para la
venta”.
Adicionalmente, Naturgy considera actividades interrumpidas los componentes (unidades generadoras de efectivo o
grupos de unidades generadoras de efectivo) que representan una línea de negocio o un área geográfica de la
explotación, que sea significativa y que pueda considerarse separada del resto, que se han vendido o se han
dispuesto de ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para ser clasificadas como mantenidas para la venta.
Asimismo, se consideran actividades interrumpidas aquellas entidades adquiridas exclusivamente con la finalidad de
revenderlas.
Los resultados después de impuestos de las actividades interrumpidas se presentan en una única línea de la Cuenta
de pérdidas y ganancias consolidada denominada “Resultado después de impuestos de actividades interrumpidas”.
2.4.10. Existencias
Las existencias se valoran al menor entre el coste o su valor neto realizable. El coste se determina por el coste medio
ponderado.
El coste de las existencias incluye el coste de las materias primas y aquellos costes directamente atribuidos a la
adquisición y/o producción, incluyéndose también los incurridos al trasladar las existencias a su ubicación actual.
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El combustible nuclear se valora en base a los costes realmente incurridos en la adquisición y elaboración posterior
del mismo. El consumo del combustible nuclear se imputa a resultados en función de la capacidad energética
consumida.
Los derechos de emisión se valoran al precio medio ponderado de adquisición o al valor neto de realización, si éste
fuera inferior. Cuando se realiza la entrega de los derechos, su baja se registra con cargo a la provisión registrada en
el momento de producirse las emisiones de CO2 (Nota 2.4.19.).
El valor neto realizable es el precio de venta estimado en el curso normal del negocio, menos los costes variables de
venta aplicables. Para el caso de las materias primas se evalúa si el valor neto de realización de los productos
terminados a los que se incorpora es superior al coste de producción de los mismos.
2.4.11. Capital social
El capital social está representado por acciones ordinarias.
Los costes de emisión de nuevas acciones u opciones, netos de impuestos, se deducen del patrimonio neto, como
menores reservas.
Los dividendos sobre acciones ordinarias se reconocen como menor valor del patrimonio cuando son aprobados.
Las adquisiciones de acciones propias se registran por su valor de adquisición, minorando el patrimonio neto hasta el
momento de su enajenación. Los beneficios y pérdidas obtenidos en la enajenación de acciones propias se registran
en el epígrafe “Reservas” del Balance de situación consolidado.
2.4.12. Remuneraciones basadas en acciones
Las remuneraciones basadas en acciones y que se liquidan en acciones se valoran por referencia al valor razonable de
los instrumentos de patrimonio concedidos en la fecha de su concesión. Adicionalmente, se reconocerán los efectos
de las modificaciones que aumenten el valor razonable de los acuerdos con pagos basados en acciones.
El coste resultante se reconoce en el epígrafe de “Gastos de personal” de la Cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada a medida que sean prestados los servicios por los empleados durante el período necesario para la
irrevocabilidad de la concesión del incentivo con contrapartida al epígrafe de “Reservas” del Balance de Situación
consolidado.
Los importes reconocidos en el patrimonio neto consolidado no son objeto de una posterior reestimación por la
evolución de las condiciones externas de mercado.
2.4.13. Beneficio por acción
El beneficio básico por acción se calcula como el cociente entre el Resultado consolidado 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 poder del grupo.
El beneficio por acción diluido se calcula como el cociente entre el Resultado consolidado del período atribuible a los
accionistas ordinarios ajustado por el efecto atribuible a las acciones ordinarias potenciales con efecto dilusivo y el
número medio ponderado de acciones ordinarias 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 Dominante. A estos efectos se considera que la conversión tiene lugar al
comienzo del período o en el momento de la emisión de las acciones ordinarias potenciales, si éstas se hubiesen
puesto en circulación durante el propio período.
2.4.14. Deuda financiera e instrumentos de patrimonio
La deuda financiera y los instrumentos de patrimonio emitidos por Naturgy son clasificados de acuerdo con la
naturaleza de la emisión efectuada.
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29
Naturgy considera como instrumento de patrimonio cualquier contrato que ponga de manifiesto una participación
residual de los activos netos de la entidad.
Los costes de emisión de instrumentos de patrimonio se presentan como una deducción en el patrimonio neto.
2.4.15. Participaciones preferentes y obligaciones perpetuas subordinadas
Las emisiones de participaciones preferentes y obligaciones perpetuas subordinadas se consideran instrumentos de
patrimonio si y solo si:
–No incluyen la obligación contractual de recompra por parte del emisor, en condiciones de importe y fecha
determinados o determinables, o un derecho del tenedor a exigir su rescate.
–El pago de intereses resulta discrecional para el emisor.
En el caso de emisiones realizadas desde una sociedad filial del grupo, y que cumplen las condiciones anteriores, el
importe recibido se clasifica en el Balance de situación consolidado dentro del epígrafe de “Participaciones no
dominantes”.
2.4.16. Ingresos diferidos
En este epígrafe se incluyen básicamente:
–Las subvenciones de capital recibidas, correspondientes principalmente a los Convenios con Comunidades
Autónomas para la gasificación o electrificación de municipios y otras inversiones gasistas o eléctricas, para las
que Naturgy ha cumplido todas las condiciones establecidas y que se valoran por el importe concedido. Los
importes imputados se reconocen en resultados de forma sistemática a lo largo del tiempo en función de la vida
útil del activo subvencionado correspondiente, compensando de esta forma el gasto por la dotación de la
amortización.
–Ingresos recibidos para la construcción de instalaciones de conexión a la red de distribución de gas o
electricidad (acometidas), que se registran por el efectivo recibido, así como cesiones recibidas de dichas
instalaciones, que se registran por su valor razonable. Los importes imputados se reconocen en resultados de
forma sistemática durante la vida útil de las instalaciones.
2.4.17. Valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con
el artículo 22 del Real Decreto 413/2014
Con fecha 22 de octubre de 2021, la CNMV emitió un comunicado por el que se establece el criterio para contabilizar
el valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el artículo 22 del Real Decreto
413/2014, de 6 de junio, que regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía
renovables, cogeneración y residuos (RD 413/2014).
El valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado recoge las diferencias, que se producen en cada
ejercicio, entre los ingresos por venta de energía al precio estimado por el regulador al inicio de cada semiperíodo
regulatorio y el precio medio real de mercado en dicho ejercicio.
Siguiendo el criterio establecido por la CNMV, Naturgy reconoce, con carácter general, como activo y pasivo en el
Balance de situación consolidado cada una de las desviaciones del mercado, positivas y negativas, que surgen al
amparo del RD 413/2014.
No obstante, si a lo largo de la vida regulatoria residual de las instalaciones, de acuerdo con nuestra mejor estimación
de la evolución futura de los precios de mercado de la energía, sería altamente probable que se obtendrán
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 dicho
régimen, se considera que en esa situación se reconoce solo el activo.
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En el supuesto de que la instalación se encuentre en el último semiperíodo de su vida regulatoria, o Naturgy haya
comunicado el abandono anticipado del régimen retributivo establecido en el RD 413/2014, se procederá a registrar
en cada ejercicio un activo o pasivo por el importe acumulado neto de las desviaciones positivas y negativas
generadas en dicho semiperíodo hasta la fecha de cierre de dicho ejercicio.
De aplicarse de manera retroactiva este nuevo criterio contable publicado por la CNMV no resultarían modificaciones
significativas en la información comparativa del ejercicio 2020 (impacto en patrimonio neto al 31 de diciembre de
2020 de 1 millón de euros) por lo que Naturgy no ha reexpresado la información comparativa del ejercicio 2020 y ha
aplicado el nuevo criterio en el ejercicio 2021.
2.4.18. Provisiones por obligaciones con el personal
a. Obligaciones por pensiones y similares
- Planes de aportación definida
Naturgy Energy Group, S.A., junto con otras empresas del grupo, es promotora de un plan de pensiones de promoción
conjunta, de sistema de empleo, que es de aportación definida para la jubilación y de prestación definida para las
denominadas contingencias de riesgo, las cuales se encuentran aseguradas.
Adicionalmente, existe un plan de aportación definida para un colectivo de directivos, en el cual Naturgy se
compromete a realizar unas aportaciones a una póliza de seguros, garantizando a dicho colectivo una rentabilidad del
125% del IPC de las aportaciones realizadas al seguro. Todos los riesgos están transferidos a la compañía de seguros,
ya que ésta incluso asegura la garantía indicada anteriormente.
Las aportaciones realizadas han sido registradas en el epígrafe de “Gastos de personal” de la Cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada.
- Planes de prestación definida
Para determinados colectivos existen compromisos de prestación definida en relación con el pago de complementos
por pensiones de jubilación, fallecimiento e invalidez, de acuerdo con las prestaciones acordadas por la entidad y que
han sido exteriorizados en el caso de España mediante la formalización de contratos de seguro de primas únicas
conforme al Real Decreto 1588/1999, de 15 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento sobre la
instrumentación de los compromisos por pensiones de las empresas.
El pasivo reconocido respecto de los planes de prestaciones definidas es el valor actual de la obligación en la fecha
del Balance menos el valor razonable de los activos afectos al plan. La obligación por prestaciones definidas se
calcula anualmente por actuarios independientes de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. El
valor actual de la obligación se determina descontando los flujos de efectivo futuros estimados a tipos de interés de
bonos denominados en la moneda en que se pagarán las prestaciones y con plazos de vencimiento similares a los de
las correspondientes obligaciones.
Las pérdidas y ganancias actuariales que surgen por cambios en las hipótesis actuariales o por diferencias entre las
hipótesis y la realidad se reconocen íntegramente en el período en el que ocurren directamente en patrimonio en el
epígrafe de “Otro resultado global”.
Los costes por servicios pasados se reconocen inmediatamente en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada en
el epígrafe de “Gastos de personal”.
b. Otras obligaciones posteriores a la jubilación
Algunas compañías de Naturgy ofrecen prestaciones posteriores a la jubilación a sus empleados. El derecho a este
tipo de prestaciones normalmente está condicionado a la permanencia del empleado en la empresa hasta su
jubilación y durante un mínimo determinado de años. Los costes esperados de estas prestaciones se devengan
durante la vida laboral de los empleados de acuerdo con un método contable similar al de los planes de pensiones de
prestaciones definidas. Las pérdidas y ganancias actuariales que surgen de cambios en las hipótesis actuariales se
cargan o abonan directamente en patrimonio en el epígrafe de “Otro resultado global”.
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c. Indemnizaciones
Las indemnizaciones por cese se pagan a los empleados como consecuencia de la decisión de rescindir su contrato de
trabajo antes de la edad normal de jubilación o cuando el empleado acepta voluntariamente el cese a cambio de esas
prestaciones. Naturgy reconoce estas prestaciones cuando se ha comprometido de forma demostrable a cesar en su
empleo a los trabajadores actuales, de acuerdo con un plan formal detallado sin posibilidad de retirada, o a
proporcionar indemnizaciones por cese. En caso de que sea necesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la
provisión en aquellas situaciones en que Naturgy ha decidido que dará su consentimiento a la baja de los empleados,
una vez solicitada por ellos.
2.4.19. Provisiones
Se reconocen las provisiones cuando Naturgy tiene una obligación presente, ya sea legal o implícita, como resultado
de sucesos pasados; hay más probabilidades de que vaya a ser necesaria una salida de recursos para liquidar la
obligación que de lo contrario; y el importe se puede estimar de forma fiable. No se reconocen provisiones para
pérdidas de explotación futuras.
Se valoran las provisiones al valor presente del importe necesario para liquidar la obligación a la fecha del Balance de
situación, según la mejor estimación disponible.
Cuando se espera que parte del desembolso necesario para liquidar la provisión sea reembolsado por un tercero, el
reembolso se reconoce como un activo independiente, siempre que sea prácticamente segura su recepción.
Naturgy deberá incurrir en una serie de costes de desmantelamiento de sus instalaciones de producción, entre los
que se incluyen los derivados de las labores necesarias para el acondicionamiento de los terrenos donde están
ubicadas. En el caso de las centrales nucleares, todas ellas localizadas en España, cubre los costes en que el operador
de las plantas incurrirá desde el final de su vida útil hasta que entidad pública empresarial Empresa Nacional de
Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA) se hace cargo del desmantelamiento y gestión de los residuos.
Para tal fin se registra la estimación del valor actual de estos costes como mayor valor del activo con abono al
epígrafe “Provisiones” al inicio de la explotación del activo. Esta estimación es revisada periódicamente de forma que
la provisión refleje el valor presente de la totalidad de los costes futuros estimados. El valor del activo se corrige
únicamente por las desviaciones respecto a la estimación inicial.
Naturgy aplica una tasa libre de riesgo para actualizar financieramente la provisión dado que los flujos de efectivo
futuros estimados para satisfacer la obligación reflejan los riesgos específicos del pasivo correspondiente. La tasa
libre de riesgo empleada se corresponde con los rendimientos, a cierre del ejercicio sobre el que se informa, de los
bonos gubernamentales con suficiente profundidad y solvencia, en la misma moneda y con similar vencimiento a la
obligación. La variación de la provisión originada por su actualización financiera se registra con cargo al epígrafe
“Gastos financieros” de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
En aquellos contratos en los que las obligaciones asumidas conllevan unos costes inevitables superiores a los
beneficios económicos que se espera percibir de ellos, se reconoce el gasto y la provisión correspondiente por el
importe del valor presente de la diferencia existente. Los costes inevitables del contrato reflejarán los menores
costes netos por resolver el mismo, o lo que es igual, el importe menor entre el coste de cumplir sus cláusulas y la
cuantía de las compensaciones derivadas de su incumplimiento.
Para cubrir la obligación de entrega de derechos de emisión de CO 2 derivada de las emisiones realizadas durante el
ejercicio, se registran en el epígrafe Provisiones corrientes los derechos de CO 2 a entregar valorados al coste de
adquisición para derechos comprados registrados en el epígrafe Existencias y, en el caso de no poseer todos los
derechos de emisión necesarios, al valor razonable para los derechos pendientes de compra.
2.4.20. Arrendamientos
Al inicio de un contrato, Naturgy evalúa si el contrato es o contiene un arrendamiento. Un contrato es, o contiene, un
arrendamiento si transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado por un periodo de tiempo a cambio
de una contraprestación.
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El plazo del arrendamiento es el período no cancelable considerando el plazo inicial de cada contrato salvo que
Naturgy tenga una opción unilateral de ampliación o terminación y exista certeza razonable de que se ejercitará
dicha opción en cuyo caso se considerará el correspondiente plazo de ampliación o terminación anticipada.
Naturgy evalúa nuevamente si un contrato es, o contiene, un arrendamiento solo si cambian los términos y
condiciones del contrato.
Arrendatario
Naturgy reconocerá, para cada uno de los contratos de arrendamiento en los que es arrendatario, un Activo por
derecho de uso y un pasivo financiero por arrendamiento (Nota 2.4.5. y 2.4.21.).
Arrendador
Naturgy clasificará cada uno de los contratos de arrendamiento en los que es arrendador como un arrendamiento
operativo o como un arrendamiento financiero.
Un arrendamiento se clasificará como financiero cuando Naturgy transfiera sustancialmente al cliente todos los
riesgos y ventajas inherentes a la propiedad de un activo subyacente. Un arrendamiento se clasificará como
operativo si no transfiere sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad de un activo
subyacente.
–Arrendamientos operativos: Los pagos por arrendamientos operativos se reconocerán como ingresos en la
cuenta de resultados del arrendador de forma lineal a lo largo de la vida del contrato, excepto que otra base de
reparto refleje de forma más representativa el patrón con la que se distribuye el beneficio del uso del activo
subyacente del arrendamiento.
–Arrendamientos financieros: Naturgy reconocerá en el balance de situación consolidado una partida por cobrar,
por un importe igual al valor actual de los cobros por el arrendamiento, más el valor residual no garantizado,
descontados utilizando la tasa de interés implícita del contrato de arrendamiento.
Posteriormente el arrendador reconocerá los ingresos financieros a lo largo del plazo del arrendamiento de
forma que se obtenga una tasa de interés constante en cada periodo sobre la inversión financiera neta
pendiente del arrendamiento (activo arrendado). Y aplicará los pagos por arrendamiento contra la inversión
bruta para reducir tanto el principal como los ingresos financieros devengados.
Cuando un contrato incluye componentes de arrendamiento y no arrendamiento, Naturgy aplica los criterios de la
NIIF 15 para asignar la contraprestación según el contrato a cada componente.
2.4.21. Pasivos financieros por arrendamientos
En la fecha de inicio del arrendamiento, Naturgy reconoce el pasivo por arrendamiento al valor presente de los pagos
por arrendamiento a realizar en el plazo del arrendamiento, descontados usando la tasa de interés implícita en el
arrendamiento o, si ésta no se puede determinar fácilmente, la tasa incremental por préstamos.
La tasa de interés incremental de financiación que utiliza Naturgy está diferenciada por la cartera homogénea de
arrendamientos, país y plazo del contrato. La media ponderada del tipo de interés incremental del ejercicio 2021 es
del 2,9% en España y del 6,1% en Latinoamérica.
Los pagos por arrendamiento a realizar incluirán los pagos fijos menos cualquier incentivo del arrendamiento a
cobrar, los variables que dependen de un índice o una tasa, así como las garantías de valor residual en las que se
espera incurrir, el precio de ejercicio de una opción de compra si se espera ejercer esa opción, así como los pagos de
penalizaciones por terminar el arrendamiento, si el plazo del arrendamiento refleja que el arrendatario ejercerá una
opción para terminar el arrendamiento.
Cualquier otro pago variable queda excluido de la valoración del pasivo por arrendamiento y del activo por derecho
de uso.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
33
Posteriormente, el pasivo financiero por arrendamiento se incrementará por el interés sobre el pasivo por
arrendamiento, reduciéndose por los pagos realizados. Asimismo, se valorará de nuevo el pasivo si hay
modificaciones en los importes a pagar y en los plazos del arrendamiento.
2.4.22. Impuesto sobre beneficios
El gasto devengado del Impuesto sobre beneficios incluye el gasto por el impuesto diferido y el gasto por el impuesto
corriente entendido este último como la cantidad a pagar (o recuperar) relativa al resultado fiscal del ejercicio.
Naturgy incorpora el efecto de la incertidumbre en el tratamiento fiscal al determinar la ganancia fiscal, las bases
imponibles, pérdidas fiscales no utilizadas, créditos fiscales no utilizados y tasas impositivas
Los impuestos diferidos se registran aplicando a las diferencias temporarias, que surgen entre las bases fiscales de
los activos y pasivos y sus importes contables en las Cuentas anuales consolidadas, los tipos impositivos que se
espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos se realicen. Por los beneficios no distribuidos de las filiales no
se reconocen impuestos diferidos cuando Naturgy puede controlar la reversión de las diferencias temporarias y sea
probable que no vayan a revertir en un futuro previsible.
Los impuestos diferidos originados por cargos o abonos directos en cuentas de patrimonio se contabilizan también
con cargo o abono a patrimonio.
Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales se reconocen únicamente en la medida en que se considera
probable que vaya a disponerse de beneficios fiscales futuros con los que poder compensar las diferencias
temporarias y hacer efectivos los créditos fiscales.
Cuando se produce un cambio en los tipos impositivos se procede a reestimar los importes de impuestos diferidos de
activo y pasivo. Estos importes se cargan o abonan contra el resultado consolidado o contra el epígrafe de “Otro
resultado global del ejercicio” del Estado consolidado de resultado global, en función de la cuenta a la que se cargó o
abonó el importe original.
Cuando existe incertidumbre frente a los tratamientos del impuesto sobre las ganancias Naturgy evalúa si es
probable que una autoridad tributaria acepte un tratamiento fiscal incierto. Si llega a la conclusión de que es no es
probable que la autoridad tributaria acepte un tratamiento fiscal incierto, se refleja el efecto de la incertidumbre
sobre la ganancia (pérdida) fiscal, las bases fiscales, las pérdidas o créditos fiscales no utilizados. El efecto de la
incertidumbre se recoge utilizando el método que, en cada caso, mejor prefigure la resolución de la incertidumbre: el
más probable o el valor esperado. Para cada caso Naturgy evalúa si debe considerar cada tratamiento fiscal incierto
por separado, o conjuntamente con otro o varios otros tratamientos fiscales inciertos, en función del planteamiento
que mejor prefigure la resolución de la incertidumbre.
2.4.23. Reconocimiento de ingresos y gastos
a. General
Los ingresos derivados de los contratos con clientes deben reconocerse en función del cumplimiento de las
obligaciones de desempeño ante los clientes.
Los ingresos ordinarios representan la transferencia de bienes o servicios comprometidos a los clientes por un
importe que refleje la contraprestación que Naturgy espera tener derecho a cambio de dichos bienes y servicios.
Se establecen cinco pasos para el reconocimiento de los ingresos:
1. Identificar el/los contratos del cliente.
2. Identificar las obligaciones de desempeño.
3. Determinar del precio de la transacción.
4. Asignación del precio de la transacción a las distintas obligaciones de desempeño.
5. Reconocimiento de ingresos según el cumplimiento de cada obligación.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
34
En base a ese modelo de reconocimiento, las ventas de bienes se reconocen cuando los productos han sido
entregados al cliente y el cliente los ha aceptado, aunque no se hayan facturado, o, en caso aplicable, los servicios
han sido prestados y la cobrabilidad de las correspondientes cuentas a cobrar está razonablemente asegurada. La
cifra de ventas del ejercicio incluye la estimación de la energía suministrada que se encuentra pendiente de
facturación.
Los gastos se reconocen atendiendo a su devengo, de forma inmediata en el supuesto de desembolsos que no vayan
a generar beneficios económicos futuros o cuando no cumplen los requisitos necesarios para registrarlos
contablemente como activo.
Las ventas se valoran netas de impuestos y descuentos y se eliminan las transacciones entre compañías de Naturgy.
b. Ingresos de acceso a la red de transporte y distribución de gas
La Circular 4/2020, de 31 de marzo de 2020, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC),
establece la metodología de retribución de la distribución de gas natural aplicable a partir de 1 de enero de 2021.
La retribución de la actividad regulada de distribución de gas se fija anualmente para cada empresa distribuidora en
función de los clientes conectados a las mismas y del volumen de gas suministrado.
La Circular 9/2019, de 12 de diciembre de 2019, de la CNMC, establece la metodología para determinar la
retribución de las instalaciones de transporte de gas natural y de las plantas de gas natural licuado aplicable a partir
de 1 de enero de 2021.
La retribución anual de la actividad regulada de transporte de gas se fija teniendo en cuenta los costes de inversión y
de explotación de dichas instalaciones.
El marco regulatorio del sector gasista en España (Anexo IV.) regula un procedimiento de liquidaciones para la
redistribución entre las empresas del sector de la facturación obtenida neta, en aplicación de los peajes obtenidos, de
forma que cada empresa perciba la retribución que le ha sido reconocida por sus actividades reguladas.
El Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre de 2020, por el que se establecen las metodologías de cálculo de los
cargos del sistema gasista, de las retribuciones reguladas de los almacenamientos subterráneos básicos y de los
cánones aplicados por su uso, establece que, a partir del 1 de octubre de 2021, las liquidaciones se realizarán por año
de gas y por actividad, diferenciando los ingresos obtenidos por la aplicación de peajes, cánones y cargos.
Posteriormente, como desarrollo de este Real Decreto, se publicó la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre de
2021, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las retribuciones de actividades reguladas, cargos y
cuotas con destinos específicos del sector gasista.
A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas no están pendientes liquidaciones definitivas de
ejercicios anteriores.
La Resolución de 11 de febrero de 2021, de la CNMC, publicada en el Boletín Oficial del Estado de 23 de febrero de
2021, estableció la retribución de las actividades reguladas de transporte y de distribución de gas para el año de gas
2021 (de 1 de enero a 30 de septiembre de 2021).
La Resolución de 20 de mayo de 2021, de la CNMC, publicada en el Boletín Oficial del Estado de 3 de junio de 2021,
estableció la retribución de las actividades reguladas de transporte y de distribución de gas para el año de gas 2022
(de 1 de octubre de 2021 a 30 de septiembre de 2022).
Ambas retribuciones son financiadas con cargo a los ingresos por los peajes y cánones establecidos por el uso de las
redes. Dichos peajes y cánones se fijan anualmente, de acuerdo con la Circular 6/2020 de la CNMC, por la que se
establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural,
publicada en julio de 2020.
La Resolución de 18 de diciembre de 2019, de la CNMC, publicada en el Boletín Oficial del Estado de 30 de diciembre
de 2019, estableció la retribución de las actividades reguladas de transporte y de distribución de gas aplicadas
durante el año 2020, a cuya conclusión ha finalizado el período regulatorio que ha resultado de aplicación entre el 5
de julio de 2014 y el 31 de diciembre de 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
35
El ejercicio retributivo 2020 del sistema gasista ha cerrado en 2021 con superávit, según la liquidación definitiva de
dicho ejercicio aprobada el 25 de noviembre de 2021 por la CNMC, que ha sido aplicado como una amortización
anticipada parcial del déficit correspondiente al año 2014, de acuerdo con lo establecido en la Ley 18/2014.
La puesta a disposición de las instalaciones de distribución para situar el gas en los puntos de suministro se considera
una única obligación de desempeño por lo que el importe de la retribución de la actividad regulada de transporte y
distribución de gas se registra como ingreso de forma lineal dado que el servicio prestado es similar a lo largo del
tiempo.
c. Ingresos de ventas de gas
La cifra de ingresos incluye el importe tanto de las ventas de gas de último recurso como de las ventas realizadas en
el mercado liberalizado, ya que tanto el comercializador de último recurso como el comercializador libre se
consideran un agente principal y no un comisionista del suministro realizado.
El Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de
precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, limita el incremento del coste de la materia
prima a imputar en la tarifa de último recurso de gas natural de aplicación a partir del 1 de octubre de 2021 al 35 por
ciento del valor vigente (Anexo IV). En la revisión correspondiente al 1 de enero de 2022, el incremento máximo del
coste de la materia prima respecto al que resulte vigente en la revisión de 1 de octubre de 2021 se establece en el
15 por ciento.
La diferencia entre el incremento del coste de la materia prima y el incremento imputado en la tarifa se recuperará
en las revisiones que tengan lugar a partir del 1 de enero de 2022, con la limitación del 15 por ciento en el
incremento del coste de la materia prima.
No se podrá poner fin al procedimiento de recuperación de las cantidades adeudadas hasta que las
comercializadoras de último recurso hayan recuperado la totalidad de las mismas, incluyendo, en su caso, los
intereses correspondientes. La facturación de la tarifa de último recurso responderá de estos pagos, y en su defecto,
estos tendrán la consideración de desajuste entre ingresos y costes del sistema gasista, conforme a lo dispuesto en
al artículo 61 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la
competitividad y la eficiencia” (consideración introducida, a su vez, por el Real Decreto Ley 27/2021).
Según la normativa anterior, Naturgy reconoce como ingresos las desviaciones del coste de la materia prima no
recogidas en la tarifa de último recurso aplicada desde 1 de octubre 2021 (Nota 10).
Los intercambios de gas que no tengan un valor distinto y no conlleven costes que produzcan diferencias de valor no
se consideran transacciones que producen ingresos ordinarios y no se incluyen, por tanto, en la cifra de ingresos.
El importe de las ventas de gas se registra como ingreso en el momento de la entrega al cliente, en función de las
cantidades suministradas e incluyendo la estimación de la energía suministrada aún no leída en los contadores del
cliente (Nota 2.4.25.).
d. Ingresos de acceso a la red de transporte y distribución de electricidad
La retribución de la actividad de distribución y transporte de electricidad se establece con carácter anual por el
Ministerio de Transición Ecológica (hasta el año 2019) y por la CNMC (desde el año 2020), aplicando la metodología
aprobada, que reconoce una retribución a la inversión y una retribución por la operación y mantenimiento de los
activos.
La puesta a disposición de las instalaciones de distribución para situar la electricidad en los puntos de suministro se
considera una única obligación de desempeño por lo que el importe de la retribución de la actividad regulada de
transporte y distribución de electricidad se registra como ingreso de forma lineal dado que el servicio prestado es
similar a lo largo del tiempo.
El marco regulatorio del sector eléctrico en España (Anexo IV) regula un procedimiento de liquidaciones para la
redistribución entre las empresas del sector de la facturación obtenida neta, de forma que cada empresa perciba la
retribución que le ha sido reconocida por sus actividades reguladas.
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36
La retribución de distribución eléctrica se liquida con carácter provisional, con valores de 2016, hasta que se
publiquen las respectivas Órdenes Ministeriales que establezcan con carácter definitivo las correspondientes a 2017,
2018 y 2019 y las Circulares de la CNMC que establezcan la correspondiente a 2020, así como la que resultaría de
aplicación a la fecha en el ejercicio 2021.
A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas no se han publicado las liquidaciones definitivas de
los ejercicios 2017 a 2021, pero no se espera que de las liquidaciones definitivas se deriven diferencias significativas
con respecto a las estimaciones realizadas.
Tras la publicación de la Ley 24/2013 del sector Eléctrico, de 26 de diciembre de 2013, los desajustes temporales
producidos entre los ingresos y los costes del sistema eléctrico son financiados por los sujetos del sistema de
liquidaciones, entre los que se encuentra Naturgy, generando un derecho a su recuperación durante los cinco años
siguientes reconociéndose un tipo de interés en condiciones de mercado. En consecuencia, la financiación del déficit
de ingresos del sistema eléctrico por Naturgy se registra como un activo financiero de acuerdo a que, en base a esta
regulación, existe el derecho a percibir su reintegro sin que se encuentre sujeto a factores contingentes futuros.
En el ejercicio 2019 se produjo nuevamente un déficit de ingresos en el sector, para cuya compensación se transfirió
desde la cuenta específica un importe equivalente con cargo a los superávits de los ejercicios anteriores, según lo
establecido en la Disposición Adicional Tercera del Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio de 2020, y la Orden
TED/952/2020, de 5 de octubre de 2020. Para el ejercicio 2020, se produjo de nuevo un déficit de ingresos en el
sector que, al igual que para el ejercicio 2019, fue cubierto por el superávit no aplicado de ejercicios anteriores.
e. Ingresos por ventas de electricidad
La cifra de ingresos incluye el importe tanto de las ventas de electricidad en el mercado PVPC como de las ventas
realizadas en el mercado liberalizado, ya que tanto el comercializador de último recurso como el comercializador libre
se consideran un agente principal y no un comisionista del suministro realizado. En consecuencia, se registran por el
importe total las ventas y las compras de energía. No obstante, las compras y ventas de energía al pool realizadas
por las empresas de generación y comercialización del grupo realizadas en el mismo tramo horario se eliminan en el
proceso de consolidación.
El importe de las ventas de electricidad se registra como ingreso en el momento de la entrega de la energía al cliente
en función de las cantidades suministradas e incluyendo la estimación de la energía suministrada aún no leída en los
contadores del cliente (Nota 2.4.25.).
De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 413/2014 (RD 413/2014), las instalaciones de generación de
energía renovable en España reciben determinados incentivos (régimen retributivo específico). El RD 413/2014
establece que mediante orden ministerial se actualizarán determinados parámetros retributivos en cada semiperíodo
regulatorio. En este sentido, la Orden TED/171/2020 estableció los parámetros retributivos para la estimación de
dichos incentivos para el periodo regulatorio 2020-2022.
En dicho 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 resultarán 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 por las inversiones bajo el alcance
de la normativa.
El tratamiento contable de las desviaciones en el precio de mercado aplicado por Naturgy corresponde al “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 (Nota 2.4.17.), y por el cual:
–Con carácter general se reconocen en el Balance de situación consolidado cada una de las desviaciones del
mercado, positivas y negativas que surgen al amparo del RD 413/2014 con contrapartida en el importe neto de
la cifra de negocios.
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37
–No obstante si, a lo largo de la vida regulatoria residual de los activos, Naturgy considera, de acuerdo con su
mejor estimación de la evolución futura de los precios de mercado de la energía, que sería altamente probable
que se obtendrán 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 este supuesto se encuentran las siguientes instalaciones:
a. Instalaciones que, a la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, considerando la
estimación de precios de mercado para los ejercicios 2022 y siguientes, resultaría indiferente estar en el
régimen primado bien porque el VNA (según se define en el RD 413/2014) ya ha sido totalmente
recuperado o bien porque se estima que con los precios observables no recibirán complemento de
retribución a la inversión (Rinv) a partir del ejercicio 2023. En ambos casos estas instalaciones habrían
alcanzado el nivel de rentabilidad razonable establecido por el RD 413/2014 antes del fin de su vida útil
regulatoria.
b. Instalaciones que, a la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, necesitarán
complemento por Rinv hasta el fin de su vida útil regulatoria pero para las cuales, abandonar el régimen
retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en el
mismo. El umbral establecido por el Grupo para determinar si las consecuencias económicas no son
significativamente adversas, se ha calculado como diferencia entre el valor presente de los flujos de caja
de dichas instalaciones manteniéndose en el régimen retributivo específico o abandonando el mismo,
siendo esa diferencia igual o inferior al 5%.
El Grupo revisa de forma periódica la evolución previsible futura de precios de mercado y determina si abandonar el
régimen retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en el
mismo y la instalación continúa dentro del umbral antes mencionado. En caso contrario, aplicaría el criterio general.
Al final de la vida regulatoria del activo, los ajustes positivos netos de los ajustes negativos surgidos en el último
semiperíodo regulatorio se reconocen, atendiendo a su saldo, en cuentas de activos o pasivos con contrapartida en
importe neto de la cifra de negocios. A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, no existen
instalaciones que se encuentren en el último semiperíodo de su vida útil regulatoria.
Aunque para algunas instalaciones se estime que abandonar el régimen retributivo no tendría consecuencias
económicas significativamente más adversas que permanecer en este, no se ha procedido a su abandono ni se tiene
intención de hacerlo en el corto plazo, fundamentalmente debido a que no genera obligaciones adicionales
relevantes, distintas de las inherentes a gestionar de manera eficiente las instalaciones y la generación de energía.
Naturgy ha estimado los precios de mercado a lo largo del plazo remanente de vida útil regulatoria de las
instalaciones a partir de estimaciones internas que se utilizan en la operativa habitual de presupuestación de Naturgy
y que están en línea con el consenso de mercado.
La estimación de los precios futuros de mercado para los próximos años es la siguiente:
2022
2023
2024
2025
2026
Precio Euro/MWh
152,2
80,9
75,7
69,5
58,1
f. Otros ingresos
Naturgy mantiene contratos de cesión de capacidad de generación de energía eléctrica para sus centrales de ciclo
combinado en México con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), cuya duración es de 25 años desde la fecha de
inicio de su operación comercial. Estos contratos establecen un calendario de cobros preestablecidos por la cesión de
la capacidad de suministro de energía. Dado que Naturgy tiene la capacidad de operar y dirigir las centrales y
mantiene los beneficios y riesgos de la explotación adoptando las decisiones relevantes que afectarán a los flujos de
efectivo futuros, estos contratos consisten en la prestación de servicios por lo que se contabilizan de acuerdo al
método de porcentaje de realización a lo largo del tiempo.
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38
Los ingresos de altas de abono, que consisten en la operación de acoplar la instalación receptora de gas a la red, así
como los ingresos de verificación de instalaciones, se reconocen en el momento en que se realizan estas actuaciones
ya que es en dicho momento cuando el cliente obtiene los beneficios del servicio prestado y no existe ninguna
obligación futura asociada.
Los ingresos por el alquiler de contadores e instalaciones se registran como ingresos a lo largo del período de la
prestación del servicio de alquiler que constituye la obligación de desempeño.
En la contabilización de los ingresos derivados de los contratos de prestación de servicios se utiliza el método del
porcentaje de realización en el que, cuando los ingresos pueden ser estimados de forma fiable, éstos son registrados
a lo largo del tiempo en función del grado de avance en la ejecución del contrato a la fecha de cierre, calculado como
la proporción que representan los costes incurridos a la fecha sobre la estimación de los costes totales necesarios
para la ejecución del contrato.
Si los ingresos del contrato no pueden ser estimados de forma fiable, los ingresos solo se registran por un importe
equivalente a los costes incurridos en el período para satisfacer el compromiso, siempre que dichos costes sean
recuperables. No se registra el margen del contrato hasta el momento en que se tiene certeza del mismo, en base a
la planificación de costes e ingresos.
2.4.24. Estado de flujos de efectivo
El estado de flujos de efectivo consolidado ha sido elaborado utilizando el método indirecto, y en el mismo se utilizan
las siguientes expresiones con el significado que a continuación se indica:
a. Actividades de explotación: actividades que constituyen los ingresos ordinarios del grupo, así como otras
actividades que no pueden ser calificadas como de inversión o financiación.
b. Actividades de inversión: actividades de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos no
corrientes y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.
c. 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.
2.4.25. Estimaciones e hipótesis contables significativas
La preparación de las Cuentas anuales consolidadas requiere la realización de estimaciones e hipótesis. Se relacionan
a continuación las normas de valoración que requieren una mayor cantidad de estimaciones:
a. Inmovilizado intangible y material (Notas 2.4.3. y 2.4.4.)
La determinación de las vidas útiles del inmovilizado intangible y material requiere de estimaciones respecto al nivel
de utilización de los activos, así como a la evolución tecnológica esperada. Las hipótesis respecto al nivel de
utilización, marco tecnológico y su desarrollo futuro implican un grado significativo de juicio, en la medida en que el
momento y la naturaleza de futuros eventos son difíciles de prever.
b. Deterioro de valor de los activos no financieros (Nota 2.4.6.)
El valor recuperable estimado de las UGEs aplicado a las pruebas de deterioro ha sido determinado a partir de los
flujos de efectivo descontados basados en las proyecciones realizadas por Naturgy, que históricamente se han
cumplido sustancialmente.
En la Nota 4 se detallan las principales hipótesis utilizadas para determinar el valor recuperable de los activos no
financieros.
c. Derivados y otros instrumentos financieros (Nota 2.4.8.)
El valor razonable de los instrumentos financieros que se comercializan en mercados activos se basa en los precios
de mercado a la fecha del Balance de situación consolidado. El precio de cotización de mercado que se utiliza para los
activos financieros es el precio corriente comprador.
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El valor razonable de los instrumentos financieros que no cotizan en un mercado activo se determina usando técnicas
de valoración. Naturgy utiliza una variedad de métodos y realiza hipótesis que se basan en las condiciones del
mercado existentes en cada una de las fechas del Balance de situación consolidado:
–El valor razonable de las permutas de tipo de interés se calcula como el valor actual de los flujos futuros de
efectivo estimados.
–El valor razonable de los contratos de tipo de cambio a plazo se determina usando los tipos de cambio a plazo
cotizados en el mercado en la fecha del Balance de situación consolidado.
–El valor razonable de los derivados de precios de commodities se determina usando las curvas futuras de precios
cotizados en el mercado en la fecha de Balance de situación consolidado.
A efectos de información a revelar, se asume que el importe en libros de los acreedores comerciales y de las cuentas
a cobrar menos la corrección valorativa por deterioro por pérdida esperada de valor de las mismas se aproximan a su
valor razonable. Asimismo, el valor razonable del resto de pasivos financieros a efectos de la presentación de
información financiera se estima descontando los flujos contractuales futuros de efectivo al tipo de interés corriente
del mercado del que puede disponer Naturgy para instrumentos financieros similares.
d. Provisiones por obligaciones con el personal (Nota 2.4.18.)
El cálculo del gasto por pensiones, otros gastos de prestaciones posteriores a la jubilación u otros pasivos posteriores
a la jubilación, requiere la aplicación de varias hipótesis. Naturgy estima al cierre de cada ejercicio la provisión
necesaria para hacer frente a los compromisos por pensiones y obligaciones similares, de acuerdo con el
asesoramiento de actuarios independientes. Los cambios que afectan a dichas hipótesis pueden dar como resultado
diferentes importes de gastos y pasivos contabilizados. Las hipótesis más importantes para la valoración del pasivo
por pensiones o prestaciones posteriores a la jubilación son el consumo de energía de los beneficiarios en su período
de pasivos, la edad de jubilación, la inflación y la tasa de descuento utilizada. Además, las hipótesis de la cobertura de
la seguridad social son esenciales para determinar otras prestaciones posteriores a la jubilación. Los cambios futuros
en estas hipótesis tendrán un impacto sobre los gastos y pasivos futuros por pensiones.
e. Provisiones (Nota 2.4.19.)
Naturgy realiza una estimación de los importes a liquidar en el futuro, incluyendo los correspondientes a obligaciones
contractuales, contratos onerosos derivados de las mismas, litigios pendientes, costes futuros para el
desmantelamiento y cierre de determinadas instalaciones y restauración de terrenos u otros pasivos. Dichas
estimaciones están sujetas a interpretaciones de los hechos y circunstancias actuales, proyecciones de
acontecimientos futuros y estimaciones de los efectos financieros de dichos acontecimientos, así como al resultado
de las negociaciones asociadas a los contratos de aprovisionamiento de gas.
f. Impuesto sobre beneficios (Nota 2.4.22.)
El cálculo del gasto por el impuesto sobre beneficios requiere la interpretación de normativa fiscal en las
jurisdicciones donde opera Naturgy. La determinación de si la autoridad tributaria aceptará un determinado
tratamiento fiscal incierto y del desenlace esperado respecto a litigios pendientes, requiere la realización de
estimaciones y juicios significativos. Naturgy evalúa la recuperabilidad de los activos por impuestos diferidos en base
a las estimaciones de resultados fiscales futuros y de la capacidad de generar resultados suficientes durante los
períodos en los que sean deducibles dichos impuestos diferidos. Los pasivos por impuestos diferidos se registran de
acuerdo con las estimaciones realizadas de los activos netos que en un futuro no serán fiscalmente deducibles.
g. Reconocimiento de ingresos (Nota 2.4.23.)
Los ingresos por el suministro de energía son reconocidos cuando el bien ha sido entregado al cliente en base a las
lecturas periódicas del contador. Asimismo, incluye una estimación de la energía suministrada pendiente de facturar
al momento del cierre contable, debido a que no ha sido objeto de medición como consecuencia del desarrollo normal
de los ciclos del proceso de lectura.
La estimación de la energía devengada pendiente de facturar se realiza de forma diferenciada para cada uno de los
segmentos de negocio del grupo atendiendo a sus particularidades. Las principales variables que intervienen en la
determinación de la estimación de ingresos son el precio y los volúmenes consumidos y comprados.
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–Precios: se determinan en función de los precios para los distintos tipos de clientes teniendo en cuenta las
curvas de consumo estimado.
–Consumo: aplicación del consumo diario estimado derivado de los perfiles históricos de los distintos tipos de
clientes ajustados estacionalmente y por otros factores que pueden medirse y que afectan al consumo.
–El volumen de energía adquirida por las sociedades comercializadoras del grupo para atender la demanda.
Naturgy dispone de experiencia y de sistemas de información suficientemente desarrollados que permiten garantizar
la precisión de las estimaciones registradas por este concepto en el epígrafe de importe neto de la cifra de negocios
de la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada y el cumplimiento de los requisitos establecidos en la normativa
contable. Históricamente, no se ha realizado ningún ajuste material correspondiente a los importes registrados como
ingresos no facturados y no se espera tenerlos en el futuro.
Determinadas magnitudes del sistema eléctrico y gasista, incluyendo las correspondientes a otras empresas que
permiten estimar la liquidación global del sistema que deberá materializarse en las correspondientes liquidaciones
definitivas, podría afectar a la determinación del importe correspondiente al déficit de las liquidaciones de las
actividades reguladas eléctricas y gasistas en España.
h. Determinación del plazo de arrendamiento (Nota 2.4.20.)
Para la determinación del plazo de arrendamiento, Naturgy considera todos los hechos y circunstancias relevantes
que crean un incentivo económico significativo al arrendatario para ejercer la opción de renovación o no ejercer la
opción de cancelación. Las opciones de renovación o terminación solo se incluyen en la determinación del plazo de
arrendamiento si es razonablemente cierto que el contrato va a extenderse o no va a cancelarse. En el caso de que
ocurra un evento significativo o un cambio significativo en las circunstancias que pudieran afectar a la determinación
del plazo, Naturgy revisa las valoraciones realizadas en la determinación del plazo de arrendamiento.
i. COVID-19
La expansión del COVID-19 ha planteado importantes desafíos a las actividades comerciales e introducido un alto
grado de incertidumbre sobre la actividad económica y la demanda de energía a escala mundial.
Durante el año 2020, el confinamiento de gran parte de la población mundial conllevó una disminución de la
actividad económica que provocó caídas generalizadas en los índices macroeconómicos, de la demanda energética y
de los precios de las principales variables energéticas.
En el año 2021, los efectos de la pandemia de COVID-19 han aumentado la incertidumbre sobre la visión futura de
las empresas individuales y de la economía en general, observándose a su vez a partir del tercer trimestre de 2021 un
choque de oferta y demanda en los mercados internacionales de materias primas energéticas, es decir, una fuerte
recuperación de la demanda unida a una oferta que no ha experimentado el mismo repunte.
El Grupo monitoriza la evolución del ciclo económico a corto y largo plazo, como resultado del impacto de la difusión
de COVID-19 o de otro tipo, con el objetivo de minimizar que, deterioros adicionales o recuperaciones bruscas de la
situación económica actual en los mercados en los que opera, puedan tener efectos materiales adversos en los
negocios, las perspectivas, la situación financiera y los resultados de las operaciones del Grupo.
En la realización de las estimaciones e hipótesis necesarias para la preparación de las Cuentas anuales consolidadas
se han considerado dichas perspectivas detallándose en las Notas correspondientes.
j. Cambio climático y Acuerdo de París
La estrategia de Naturgy tiene en consideración los objetivos del Acuerdo de París de limitar el incremento de la
temperatura global por debajo de los 2ºC y la neutralidad climática en 2050 por lo que han sido tenidos en cuenta en
la elaboración de las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2021.
En este sentido, en el contexto de su elaboración se ha considerado el efecto de los compromisos asumidos por
Naturgy en las estimaciones de la vida útil de los activos, en los costes de cierre y desmantelamiento de instalaciones
de energía eléctrica y en el análisis del deterioro de los activos no financieros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
41
Tal y como se detalla en la Nota 2.4.6. las proyecciones utilizadas en los test de deterioro de activos no financieros se
han basado en la mejor información prospectiva disponible y recogen los planes de inversión existentes en cada UGE
en ese momento. Dichos planes responden a la estrategia de Naturgy que tiene en consideración los objetivos del
Acuerdo de París. Asimismo, las mencionadas proyecciones han tenido en cuenta el efecto esperado en los precios de
mercado de electricidad mayorista y minorista, de la entrada en operación de nuevas instalaciones de generación
renovables y la evolución que puedan tener los precios del gas, el petróleo y los derechos de emisión.
Nota 3. Información financiera por segmentos
Continuando con su proceso de transformación y con el fin de seguir garantizando la transparencia y accountability,
en 2020 Naturgy reorganizó sus negocios en torno a tres áreas estratégicas: Gestión de la Energía y Redes,
Renovables y Nuevos Negocios y Comercialización. Esta organización aporta una mejor visibilidad de la evolución de
los negocios y ha permitido redefinir los segmentos de operación en base a los siguientes criterios:
–Gestión de la Energía y Redes:
▪Redes Iberia:
–Redes de gas España: engloba el negocio regulado de distribución de gas en España.
–Redes de electricidad España: engloba el negocio regulado de distribución de electricidad en España.
▪Redes Latinoamérica:
–Redes de gas y electricidad en Argentina.
–Redes de gas en Brasil.
–Redes y comercialización de gas y redes de electricidad en Chile (este último considerado hasta su
venta, completada en julio de 2021, como actividad interrumpida ver Nota 11).
–Redes de gas en México.
–Redes de electricidad en Panamá.
–Redes de gas en Perú (actividad interrumpida ver Nota 11).
▪Gestión de la Energía:
–GNL Internacional: incluye tanto la comercialización del gas natural licuado como la actividad de
transporte marítimo.
–Mercados y aprovisionamientos: incluye la gestión del aprovisionamiento y la comercialización a
grandes consumos intensivos en energía. También incluye la actividad de Unión Fenosa Gas
(consolidada por el método de participación hasta marzo de 2021 y posteriormente integrada
globalmente, ver Nota 2.4.1.) y otras infraestructuras de gas.
–Gasoductos: Gestiona los gasoductos de Magreb-Europa (hasta el fin de la concesión en octubre de
2021) y del Medgaz (consolidada por el método de participación).
–Generación térmica España: incluye la gestión del parque de generación térmica convencional (aquella
que utiliza combustibles para la generación de calor y que no tienen un régimen especial) en el ámbito
de España (nuclear, ciclos combinados y la actividad interrumpida de centrales de carbón (Nota 11).
–Generación térmica Latinoamérica: incluye la gestión del parque de generación térmica convencional
de Global Power Generation (GPG) en México, República Dominicana y Puerto Rico, este último
integrado por el método de participación a través de la sociedad EcoEléctrica LP.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
42
–Renovables y Nuevos Negocios:
▪Renovables España y Estados Unidos: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de fuentes
de energía eólica, mini hidráulica, solar y cogeneración, incorporando adicionalmente la generación de
electricidad hidráulica tras la redefinición del segmento en 2020. Las actividades incluidas en este
segmento se desarrollan principalmente en el ámbito de España, aunque, tras la adquisición en enero de
2021 de la cartera de proyectos de Hamel Renewables (Nota 2.4.1.) se ha iniciado el desarrollo de la
actividad en Estados Unidos.
▪Renovables Latinoamérica: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de electricidad
renovable de GPG situados en Latinoamérica (Brasil, Chile, Costa Rica, México y Panamá).
▪Renovables Australia: incluye la gestión de los parques y los proyectos de generación de electricidad
renovable de GPG en Australia.
–Comercialización: tiene como objetivo gestionar el modelo comercial a clientes finales tanto para gas,
electricidad y servicios, incorporando nuevas tecnologías y servicios y desarrollar todo el potencial de la marca.
–Resto. Incluye básicamente los gastos de funcionamiento de la corporación, así como, en 2020, los gastos
definidos en el proyecto Lean (externalización áreas non-core).
Los resultados e inversiones por segmentos para los períodos de referencia son los siguientes:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
43
Información financiera por segmentos – Cuenta de pérdidas y ganancias
2021
Gestión de la Energía y Redes
Renovables y Nuevos Negocios
Comer.
Resto
Eli.
Total
Redes Iberia
Redes Latinoamérica
Gestión de la Energía
Total
España y
USA
Latam
Australia
Total
Redes
Gas
Redes
Elec.
Total
Argentina
Brasil
Chile
México
Panamá
Total
Merc. y
Aprov.
GNL
Gasoductos
Gen.
Term.
España
Gen.
Term.
Latam
Total
INCN consolidado
1.129
802
1.931
515
1.288
620
776
727
3.926
3.681
2.880
69
1.892
1.013
9.535
15.392
128
141
21
290
6.457
1
—
22.140
INCN entre segmentos
77
38
115
—
—
—
—
—
—
1.143
2
142
199
—
1.486
1.601
379
9
—
388
1.486
56
(3.531)
—
INCN intersegmento
—
—
—
—
—
—
—
—
—
3.405
534
—
—
—
3.939
3.939
—
—
—
—
—
—
(3.939)
—
INCN segmentos
1.206
840
2.046
515
1.288
620
776
727
3.926
8.229
3.416
211
2.091
1.013
14.960
20.932
507
150
21
678
7.943
57
(7.470)
22.140
Aprov. segmentos
(87)
—
(87)
(311)
(995)
(380)
(508)
(560)
(2.754)
(8.040)
(3.005)
—
(1.695)
(723)
(13.463)
(16.304)
(90)
(39)
—
(129)
(7.506)
(7)
7.417
(16.529)
Gastos de personal neto
(144)
(136)
(280)
(46)
(19)
(26)
(20)
(10)
(121)
(39)
(25)
(9)
(86)
(16)
(175)
(576)
(82)
(20)
(2)
(104)
(141)
(119)
—
(940)
Otros ingresos/gastos de
explotación
(118)
(113)
(231)
(95)
(43)
(23)
(30)
(32)
(223)
(60)
(13)
(11)
(219)
(29)
(332)
(786)
73
(20)
(10)
43
(392)
(60)
53
(1.142)
EBITDA
857
591
1.448
63
231
191
218
125
828
90
373
191
91
245
990
3.266
408
71
9
488
(96)
(129)
—
3.529
Amortiz. y pérdidas por
deterioro inmov.
(291)
(248)
(539)
(5)
(46)
(59)
(52)
(46)
(208)
(17)
(181)
(47)
(84)
(63)
(392)
(1.139)
(152)
(29)
(10)
(191)
(80)
(52)
—
(1.462)
Dotación a provisiones
(3)
(7)
(10)
(12)
(13)
(6)
(5)
(5)
(41)
1
—
—
1
—
2
(49)
—
—
—
—
(50)
—
—
(99)
Otros resultados
—
—
—
—
—
—
4
—
4
127
(7)
—
—
—
120
124
2
—
—
2
7
—
—
133
Resultado de explotación
563
336
899
46
172
126
165
74
583
201
185
144
8
182
720
2.202
258
42
(1)
299
(219)
(181)
—
2.101
Resultado método participación
—
1
1
—
—
9
1
—
10
(2)
—
12
—
54
64
75
15
—
—
15
—
—
90
2020
Gestión de la Energía y Redes
Renovables y Nuevos Negocios
Comer.
Resto
Eli.
Total
Redes Iberia
Redes Latinoamérica
Gestión de la Energía
Total
España y
USA
Latam
Australia
Total
Redes
Gas
Redes
Elec.
Total
Argentina
Brasil
Chile
México
Panamá
Total
Merc. y
Aprov.
GNL
Gasoductos
Gen.
Term.
España
Gen.
Term.
Latam
Total
INCN consolidado
1.102
803
1.905
522
1.001
521
579
759
3.382
1.627
2.046
80
602
610
4.961
10.248
304
89
20
413
4.664
20
15.345
INCN entre segmentos
75
39
114
—
—
—
—
—
—
714
16
180
408
2
1.324
1.438
212
15
—
227
1.638
155
(3.458)
—
INCN intersegmento
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1.881
723
—
—
—
2.604
2.604
—
—
—
—
—
—
(2.604)
—
INCN segmentos
1.177
842
2.019
522
1.001
521
579
759
3.382
4.222
2.785
260
1.010
612
8.889
14.290
516
104
20
640
6.302
175
(6.062)
15.345
Aprov. segmentos
(70)
—
(70)
(328)
(729)
(256)
(316)
(586)
(2.215)
(4.407)
(2.626)
—
(638)
(333)
(8.004)
(10.289)
(59)
(4)
—
(63)
(5.686)
(6)
5.906
(10.138)
Gastos de personal neto
(107)
(83)
(190)
(35)
(21)
(26)
(20)
(9)
(111)
(27)
(21)
(7)
(70)
(14)
(139)
(440)
(49)
(16)
(1)
(66)
(106)
(186)
—
(798)
Otros ingresos/gastos de
explotación
(109)
(112)
(221)
(86)
(48)
(33)
(21)
(34)
(222)
(11)
(9)
(13)
(198)
(28)
(259)
(702)
(136)
(18)
(5)
(159)
(184)
(71)
156
(960)
EBITDA
891
647
1.538
73
203
206
222
130
834
(223)
129
240
104
237
487
2.859
272
66
14
352
326
(88)
—
3.449
Amortiz. y pérdidas por
deterioro inmov.
(294)
(249)
(543)
(212)
(50)
(58)
(48)
(45)
(413)
(27)
(135)
(56)
(1.083)
(85)
(1.386)
(2.342)
(361)
(17)
(5)
(383)
(63)
(51)
—
(2.839)
Dotación a provisiones
(3)
(2)
(5)
(13)
(14)
(5)
(9)
(18)
(59)
—
—
—
2
—
2
(62)
—
—
—
—
(93)
(1)
—
(156)
Otros resultados
—
—
—
—
—
—
—
—
—
1
—
—
—
—
1
1
(3)
—
—
(3)
—
14
—
12
Resultado de explotación
594
396
990
(152)
139
143
165
67
362
(249)
(6)
184
(977)
152
(896)
456
(92)
49
9
(34)
170
(126)
—
466
Resultado método participación
—
1
1
—
—
8
1
—
9
(30)
—
6
—
51
27
37
(2)
—
—
(2)
—
1
36
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
44
Información financiera por segmentos – Activos, Pasivos e Inversiones
2021
Gestión de la Energía y Redes
Renovables y Nuevos Negocios
Comer.
Resto
Eli.
Total
Redes Iberia
Redes Latinoamérica
Gestión de la Energía
Total
Total
Redes
Gas
Redes
Elec.
Total
Argentina
Brasil
Chile
México
Panamá
Total
Merc. y
Aprov.
GNL
Gasoductos
Gen.
Term.
España
Gen.
Term.
Latam
Total
España
y USA
Latam
Australia
Activos de explotación (a)
3.373
5.077
8.450
269
845
1.878
773
1.300
5.065
2.741
1.546
3
1.636
1.199
7.125
20.640
3.515
720
787
5.022
2.673
312
(1.925)
26.722
Inversiones método de la
participación
—
7
7
—
—
23
3
1
27
40
—
192
13
263
508
542
82
—
—
82
—
6
630
Pasivos de explotación (a)
635
903
1.538
168
316
56
110
263
913
1.284
337
7
1.512
174
3.314
5.765
358
265
110
733
1.693
454
(1.925)
6.720
Inversión inmovilizado
Intangible (b)
18
29
47
31
28
1
11
2
73
5
1
—
5
—
11
131
7
1
1
9
136
12
288
Inversión inmovilizado
material (c)
98
229
327
1
—
37
38
97
173
2
9
—
50
26
87
587
231
39
327
597
—
12
1.196
Combinaciones de negocio
(Nota 32)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
860
—
—
—
—
860
860
93
—
—
93
—
—
—
953
2020
Gestión de la Energía y Redes
Renovables y Nuevos Negocios
Comer.
Resto
Eli.
Total
Redes Iberia
Redes Latinoamérica
Gestión de la Energía
Total
Total
Redes
Gas
Redes
Elec.
Total
Argentina
Brasil
Chile
México
Panamá
Total
Merc. y
Aprov.
GNL
Gasoductos
Gen.
Term.
España
Gen.
Term.
Latam
Total
España
y USA
Latam
Australia
Activos de explotación (a)
3.597
5.008
8.605
217
708
2.053
748
1.191
4.917
1.047
1.428
71
1.574
1.110
5.230
18.752
3.069
665
373
4.107
1.470
436
(813)
23.952
Inversiones método de la
participación
—
6
6
—
—
18
1
—
19
262
—
188
13
252
715
740
68
—
—
68
—
5
813
Pasivos de explotación (a)
714
960
1.674
170
177
59
78
268
752
813
297
10
715
146
1.981
4.407
138
74
9
221
777
697
(813)
5.289
Inversión inmovilizado
Intangible (b)
10
26
36
20
33
6
6
2
67
—
7
2
3
—
12
115
4
1
5
51
16
187
Inversión inmovilizado
material (c)
86
199
285
2
—
150
31
92
275
1
8
1
48
23
81
641
136
188
100
424
4
23
1.092
Combinaciones de negocio
(Nota 32)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(a) A continuación se detalla la conciliación entre “Activos de explotación” y “Pasivos de explotación” con “Total Activo” y “Total Pasivo” consolidados:
2021
2020
2021
2020
Activos de explotación
26.722
23.952
Pasivos de explotación
(6.720)
(5.289)
Fondo de Comercio
2.950
2.892
Patrimonio neto
(8.873)
(11.265)
Inversiones contabilizadas método de la participación
630
813
Pasivos financieros no corrientes
(15.114)
(14.968)
Activos financieros no corrientes
394
361
Pasivo por impuesto diferido
(1.787)
(1.793)
Activo por impuesto diferido
2.267
1.635
Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta (Nota 11)
(26)
(2.840)
Activos no corrientes mantenidos para la venta (Nota 11)
40
4.835
Pasivos financieros corrientes
(1.698)
(2.571)
Instrumentos financieros derivados (Nota 9 y 10)
580
446
Instrumentos financieros derivados (Nota 19 y 20)
(3.434)
(237)
Administraciones públicas (Nota 10)
165
89
Dividendo a pagar (Nota 19)
(25)
(25)
Activos por impuesto corriente
141
37
Administraciones públicas (Nota 20)
(439)
(375)
Otros activos financieros corrientes
395
558
Pasivos por impuesto corriente (Nota 20)
(133)
(182)
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
3.965
3.927
Total Patrimonio Neto y Pasivo
(38.249)
(39.545)
Total Activo
38.249
39.545
(b) Se incluye la inversión en “Inmovilizado intangible” (Nota 5) detallada por segmentos de operación
(c) Se incluye la inversión en “Inmovilizado material” (Nota 6) detallada por segmentos de operación
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
45
Información por áreas geográficas
Los activos de Naturgy, que incluyen los activos de explotación, según criterio del detalle anterior, y las inversiones
contabilizadas aplicando el método de la participación asignados, según la ubicación de los mismos son los
siguientes:
31.12.2021
31.12.2020
España
17.624
16.747
Latinoamérica
7.274
6.963
Argentina
269
217
Brasil
958
819
Chile
2.316
2.385
México
2.146
2.040
Panamá
1.342
1.232
Resto Latam
243
270
Resto de Europa
1.385
404
Otros
1069
632
Total
27.352
24.746
Las inversiones en inmovilizados materiales e intangibles de Naturgy, según la descripción realizada anteriormente,
asignadas según la ubicación de los activos son:
31.12.2021
31.12.2020
España
842
621
Latinoamérica
312
554
Argentina
32
22
Brasil
28
34
Chile
75
342
México
74
59
Panamá
99
94
Resto Latam
4
3
Resto de Europa
2
1
Otros
328
103
Total
1.484
1.279
El importe neto de la cifra de negocios por área geográfica se detalla en la Nota 22.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
46
Nota 4. Pérdidas por deterioro de valor de los activos no financieros
Definición de las Unidades Generadoras de Efectivo
A 31 de diciembre de 2021 y 2020, las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) se agrupan conforme a la
reorganización de la estructura de negocios realizada por Naturgy en 2020.
–Gestión de la Energía y Redes:
–Redes Iberia:
▪Redes de gas España: Constituye una única UGE puesto que el desarrollo, operación y mantenimiento
de la red de distribución de gas se gestiona de forma conjunta.
▪Redes de electricidad España: Constituye una única UGE puesto que la red está formada por un
conjunto de elementos de activo interrelacionados cuyo desarrollo, operación y mantenimiento se
gestiona de forma conjunta.
–Redes Latinoamérica: Se considera que existe una UGE para cada negocio y país en el que se opera, al
tratarse de negocios sujetos a distintos marcos regulatorios. Incluye el negocio regulado de distribución de
gas en Argentina, Brasil, Chile, México y Perú (hasta el acuerdo de resolución con el Estado peruano en
diciembre de 2020) y el negocio regulado de distribución de electricidad en Argentina, Panamá y Chile
(hasta julio de 2021).
–Gestión de la Energía:
•GNL Internacional: Se considera que existe una única UGE ya que se gestiona a nivel global tanto la
comercialización del gas natural licuado como la actividad de transporte marítimo.
•Mercados y aprovisionamientos: Se considera que existe una UGE puesto que gestiona el
aprovisionamiento y resto infraestructuras de gas, así como la comercialización a grandes consumos
intensivos en energía. Asimismo, incluye Unión Fenosa Gas tras la operación descrita en la Nota
2.4.1.).
•Gasoductos: Incluye la UGE que gestiona el gasoducto Magreb – Europa (hasta octubre de 2021), así
como la UGE del gasoducto de Medgaz.
•Generación térmica España: Se considera que existe una UGE única para la generación de
electricidad térmica en España (nuclear y ciclos combinados).
•Generación térmica Latinoamérica: Se considera que existe una UGE de generación de electricidad
térmica en cada país en los que se opera (México, República Dominicana y Puerto Rico) al tratarse de
negocios sujetos a distintos marcos regulatorios y gestionados de manera independiente.
–Renovables y Nuevos Negocios:
–España: Se considera una UGE para generación de electricidad renovable (eólica, minihidráulica, solar y
cogeneración) y otra UGE para la generación de electricidad hidráulica.
–Estados Unidos: Se considera una UGE que engloba todos los proyectos en el país.
–Latinoamérica: Se considera que existe una UGE de generación de electricidad renovable en cada país en
el que se opera (Brasil, Costa Rica, México, Panamá y Chile) al tratarse de negocios sujetos a distintos
marcos regulatorios y gestionados de manera independiente.
–Australia: Se considera una UGE que engloba todos los proyectos en el país.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
47
–Comercialización:
La gestión comercial de gas natural, electricidad y servicios se realiza de manera integral, maximizando el valor
del porfolio a través de localizarse en el cliente y con alto potencial de crecimiento en servicios y soluciones, por
lo que existe una única UGE.
La agrupación de activos considerada en las UGEs anteriores no se ha modificado desde la anterior estimación del
valor recuperable de las mismas realizada en 2020.
Información sobre deterioros realizados
Naturgy ha evaluado el valor recuperable de las UGEs en base al Plan Estratégico 2021-2025, aprobado por el
Consejo de Administración y presentado el 28 de julio de 2021, considerando los planes de inversión que mantienen
la capacidad productiva del activo de sus diferentes negocios, así como las condiciones de los mercados en los que
operan. Tal como se indica en la Nota 2.4.6., el período de proyección se ha ampliado en cinco años adicionales o en la
vida útil remanente para determinados activos y concesiones. También se han considerado diferentes escenarios
futuros posibles al estimar los flujos de efectivo, si proporciona información más relevante para representar los
posibles desarrollos económicos futuros.
En general, y conforme al nuevo Plan Estratégico 2021-2025, los flujos presentan el nuevo posicionamiento de
Naturgy para impulsar la transición energética y la descarbonización, con un foco en la transformación digital, con
inversiones en crecimiento en redes y renovables, ubicadas en geografías y marcos regulatorios estables.
Los flujos de efectivo han tenido en cuenta en el corto plazo la volatilidad de los mercados de gas internacionales y
los altos precios de la electricidad de carácter transitorio. En especial, en el ámbito España, se han estimado las
medidas regulatorias aprobadas para la generación, distribución y comercialización, así como las propuestas
comerciales para evitar los altos precios del pool.
Asimismo, aunque en el año 2021 los efectos de la pandemia continuaron generando una fuerte incertidumbre en la
economía en general y todavía se desconoce con precisión el alcance final y el momento en el que se producirá la
recuperación definitiva de la crisis sanitaria COVID-19, los flujos de efectivo estimados contemplan, en términos
generales, una senda de recuperación a los niveles previos a la pandemia y una limitación de su efecto en la demanda
energética.
Aspectos sobre las proyecciones utilizadas
Los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas son los siguientes:
–Redes de Gas y Electricidad España:
▪Retribución. Importe y crecimiento de la retribución. En relación al marco regulatorio se han revisado los
flujos de efectivo futuros de estos negocios considerado las publicaciones del regulador en los ejercicios
2021 y 2020 descritas en la Anexo IV sobre la metodología de retribución de la actividad regulada de
distribución de electricidad y gas.
▪Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos de la red gestionada.
▪Inversiones. Considerando las inversiones necesarias para mantener el uso regular de la red y la calidad del
suministro así como, la digitalización de las redes eléctricas y la estimación de la inversión en línea con los
requerimientos del sector y la transición digital en la operación de las redes de gas.
–Redes Latinoamérica: para las UGEs de redes de gas en Brasil, Chile, Argentina y México y de redes de
electricidad en Argentina y Panamá:
▪Evolución de las tarifas. Valoración de las tarifas en cada uno de los países, en función de las condiciones
regulatorias existentes y las revisiones tarifarias, actuales y previstas, teniendo en consideración la
experiencia derivada de las anteriores revisiones tarifarias en cada país.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
48
▪Coste de aprovisionamientos. Estimados conforme a los modelos predictivos desarrollados en base al
conocimiento de los mercados energéticos de cada país.
▪Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos de la red gestionada.
▪Inversiones. Considerando las inversiones necesarias para mantener el uso regular de la red y la calidad del
suministro y seguridad.
–Generación térmica España:
Las hipótesis y proyecciones que afectan a esta UGE se han basado en la mejor información prospectiva
existente a la fecha, considerando en general los posibles efectos en la generación de la transición prevista por
el incremento de fuentes de energía renovables que recogen los elementos reguladores del primer PNIEC, en el
Proyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética detallado en el Anexo IV. Las proyecciones
mencionadas consideran una senda de producción considerando las prospectivas del PNIEC, que contemplan la
necesidad de la totalidad de la potencia instalada de las unidades de generación de ciclos combinados en el
horizonte de las proyecciones (2030).
Las principales hipótesis consideradas han sido las siguientes:
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Evolución PIB español
4,8%
5,7%
3,6%
2,3%
2,1%
1,8%
1,3%
0,9%
0,6%
0,4%
Precio pool €/MWh
111,4
152,2
80,9
75,7
69,5
58,1
56,3
57,0
59,6
60,7
Brent (USD/bbl)
70,7
66,7
71,6
67,3
64,6
63,7
65,1
66,6
68,3
70,1
Gas Henry Hub (USD/MMBtu)
3,8
3,9
3,5
3,2
3,0
3,3
3,4
3,6
3,9
4,1
Carbón API2 (USD/t)
119,9
110,4
85,8
80,6
80,5
79,0
81,2
83,5
85,9
88,3
CO2 €/t
53,2
77,1
60,2
61,0
62,0
67,6
71,7
75,8
80,1
84,6
Los aspectos más sensibles que se incluyen en la estimación del importe recuperable determinado de acuerdo
al valor en uso y aplicando la metodología detallada en la Nota 2.4.6., son los siguientes:
▪Electricidad producida. La evolución de la demanda se ha estimado en base a proyecciones de la CNMC y
analistas. La cuota de participación se ha estimado en función de la cuota de mercado de Naturgy en cada
tecnología y de la evolución que se espera de la cuota de cada tecnología en el mercado total, en
consonancia con la evolución futura esperada del “mix” de generación, manteniendo la disminución
esperada de la producción térmica, compensada por un mecanismo que retribuye la capacidad firme
aportada que está previsto que se establezca para viabilizar las previsiones del PNIEC.
▪Precio de la electricidad. Los precios de la energía en el mercado empleados se han calculado con los
modelos que cruzan la demanda esperada con las previsiones de la oferta, considerando la evolución
previsible del parque de generación en España, en base a las previsiones sectoriales, a la evolución del
escenario energético en base a las curvas de futuros y a previsiones de analistas.
En los flujos proyectados se estiman los cambios regulatorios extraordinarios (Anexo IV) derivados de la
escalada del precio de la electricidad en el mercado mayorista, siendo los más relevantes:
–La asignación de energía producida por las instalaciones de producción nucleares a las nuevas
subastas de compras de energía a largo plazo, dirigidas a clientes industriales y comercializadoras
independientes.
–El impacto estimado de la minoración de la retribución de las instalaciones no emisoras, por un
importe proporcional al valor de la cotización del precio del gas, así como la minoración de la
retribución por el CO 2 no emitido del mercado eléctrico en tramitación.
▪Coste de los combustibles. Estimado en base a los precios de mercado.
▪Costes de operación y mantenimiento. Han sido estimados a partir de los costes históricos del parque
gestionado.
▪Los tributos establecidos por la Ley 15/2012 y las suspensiones temporales extraordinarias.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
49
–Generación térmica Latinoamérica:
Para las UGEs de generación de electricidad térmica en México y República Dominicana:
▪La generación térmica en México se realiza durante la mayor parte de su vida útil al amparo de contratos
de compraventa de energía que determinan modelos de negocio estables y no están sujetos a riesgos de
fluctuación en función de variables de mercado. En República Dominicana y en México, al término de los
contratos, los precios de la energía se fijan en función del mercado y se estiman en base a la evolución del
escenario energético del país incluyendo la evolución previsible del parque de generación, y considerando
la demanda y oferta esperada, así como los costes de producción.
▪Costes de operación y mantenimiento. Han sido estimados a partir de los costes históricos del parque
gestionado.
En el caso de la UGE de Generación Puerto Rico:
▪Las principales estimaciones consideradas en los flujos generados corresponden al contrato con Puerto
Rico Electric Power Authority (PREPA), vigente hasta finales de 2032.
–Renovables España:
Las hipótesis y proyecciones que afectan a las UGEs de la Generación de electricidad renovable y Generación de
electricidad hidráulica se han basado en la mejor información prospectiva existente a la fecha.
Las hipótesis referentes a la evolución del PIB y del precio del pool coinciden con las consideradas en la UGE de
Generación térmica España.
Los aspectos más sensibles que se incluyen en el análisis de deterioro realizado son los siguientes:
▪Electricidad producida.
Para la UGE de Generación de electricidad renovable, se han utilizado previsiones de horas de
funcionamiento de cada parque coherentes con sus producciones históricas y predicciones en base a
históricos de parques similares en el caso de que no existieran datos históricos.
Para la UGE de Generación de electricidad hidráulica, la evolución de la producción se ha realizado
considerando un año hidráulico medio y además se ha considerado una compensación a través de un
mecanismo que retribuye la capacidad firme aportada que está previsto que se establezca para viabilizar
las previsiones del PNIEC.
▪Precio de la electricidad. Los precios de la energía en el mercado empleados se han calculado con los
modelos que cruzan la demanda esperada con las previsiones de la oferta, considerando la evolución
previsible del parque de generación en España, en base a las previsiones sectoriales y a la evolución del
escenario energético en base a las curvas de futuros y a previsiones de analistas.
En los flujos proyectados se estiman los cambios regulatorios extraordinarios (Anexo IV) derivados de la
escalada del precio de la electricidad en el mercado mayorista, siendo los más relevantes:
–La asignación de energía producida por las instalaciones renovables a las nuevas subastas de
compras de energía a largo plazo, dirigidas a clientes industriales y comercializadoras
independientes.
–El impacto estimado de la minoración de la retribución de las instalaciones no emisoras, por un
importe proporcional al valor de la cotización del precio del gas, así como la minoración de la
retribución por el CO 2 no emitido del mercado eléctrico en tramitación.
–Las medidas previstas de regulación del agua embalsada para uso hidroeléctrico.
▪Retribución. Para las instalaciones con derecho a retribución específica de la UGE de generación
renovable, la retribución se ha estimado en función de los parámetros retributivos para el período de
ingresos regulados establecido.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
50
▪Costes de operación y mantenimiento. Han sido estimados a partir de los costes históricos del parque
gestionado.
▪Los tributos establecidos por la Ley 15/2012 y las suspensiones temporales extraordinarias.
▪Inversiones. Se consideran las inversiones necesarias para mantener el uso regular de las instalaciones.
–Renovables USA: dado que la adquisición se ha realizado en el ejercicio 2021, se considera que no se han visto
modificadas las principales hipótesis utilizadas en plan de negocio considerado en la adquisición de la cartera
8 GW de proyectos solares junto con 4,6 GW de proyectos de almacenamiento de energía (Nota 32).
–Renovables Latinoamérica: incluye las UGEs de generación de electricidad Brasil, Costa Rica, México, Panamá
y Chile
▪La generación de electricidad renovable en Latinoamérica se realiza al amparo de contratos de
compraventa de energía que determinan modelos de negocio estables y no están sujetos a riesgos de
fluctuación en función de variables de mercado.
▪Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos y en base a las mejores
previsiones cuando no existen datos históricos.
–Renovables Australia:
▪La generación de electricidad en Australia se realiza durante la mayor parte de su vida útil en función de
los contratos de compraventa de energía que determinan modelos de negocio estables y no están
sujetos a riesgos de fluctuación en función de variables de mercado. Al término de los contratos, los
precios de la energía se fijan en función del mercado y se estiman en base a la evolución del escenario
energético del país incluyendo la evolución previsible del parque de generación y considerando la
demanda y oferta esperada, así como los costes de producción.
▪Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos y en base a las mejores
previsiones cuando no existen datos históricos.
–Comercialización:
▪Margen de comercialización. Se han utilizado previsiones de evolución del número de clientes y
márgenes unitarios basados en los contratos suscritos y el conocimiento de los mercados en los que
opera.
Tasas de descuento y tasas de crecimiento utilizadas
Las tasas de descuento antes de impuestos utilizadas en los test de deterioro realizados en los ejercicios 2021 y
2020 han sido:
Tasa de descuento
2021
2020
Gestión de la energía y redes
Redes gas y electricidad España
4,7 %-5,4 %
5,2 %-5,9 %
Redes gas y electricidad Latinoamérica (1)
7,7 % - 18,1 %
7,9 %-15,8 %
Redes gas Argentina (2)
18,1%
15,1%
Generación térmica España
7,1%
7,4%
Generación térmica Latinoamérica
9 %-12,5 %
9 %-13,2 %
Renovables y nuevos negocios
Generación de electricidad renovable España
5,4%
5,7%
Generación de electricidad hidráulica España
6,0%
6,2%
Renovables Latinoamérica
8,4 %-14,6 %
8,6 %-15 %
Renovables Australia
7,7%
7,4%
Comercialización
6,5%
6,8%
(1) Tasa de redes gas Chile 2020 modificada por homogeneización moneda USD
(2) Tasa determinada en USD
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
51
Las tasas de crecimiento en los test de deterioro realizados en los ejercicios 2021 y 2020 han sido:
Tasa de crecimiento
2021
2020
Gestión de la energía y redes
Redes gas y electricidad España
0,5 %-2,0 %
0,5 %-1,9 %
Redes gas y electricidad Latinoamérica
2,0 %-8,8 %
2,5 %-11,4 %
Redes gas Argentina
8,8%
11,4%
Generación térmica España
2,0%
2,1%
Generación térmica Latinoamérica
2,0%
1,8%
Renovables y nuevos negocios
Generación de electricidad renovable España
2,0%
2,1%
Generación de electricidad hidráulica España
2,0%
2,1%
Renovables Latinoamérica
2,0 %-3,3 %
1,9 %-3,2 %
Renovables Australia
2,8%
2,7%
Comercialización
0,5%
0,5%
Resultado de los tests realizados
Como resultado de los tests de deterioro realizados en los ejercicios 2021 y 2020 los valores recuperables,
calculados conforme a la metodología descrita en la Nota 2.4.6., han resultado superiores a los valores netos
contables registrados en las presentes Cuentas anuales consolidadas excepto por:
Ejercicio 2021
Se ha dotado un deterioro por importe de 22 millones de euros registrado en el epígrafe de “Amortización y pérdidas
por deterioro” del Inmovilizado material (Nota 6) correspondiente al deterioro de proyectos en curso por la falta de
viabilidad de los mismos.
Por otro lado, se ha registrado una reversión de deterioro de 13 millones de euros en el epígrafe “Amortización y
pérdidas por deterioro” correspondiente a los activos de Generación térmica en República Dominicana.
Ejercicio 2020
Se registró un deterioro de 1.363 millones de euros en el epígrafe “Amortización y pérdidas por deterioro”, con el
siguiente detalle por UGEs:
–Generación térmica España: un deterioro por importe de 951 millones de euros registrado en el epígrafe de
“Amortización y pérdidas por deterioro” del que 177 millones de euros correspondiente a Inmovilizado
intangible (Nota 5) y 774 millones de euros correspondientes a Inmovilizado material (Nota 6).
El importe recuperable, calculado como valor en uso de la UGE de Generación térmica España, considerando el
deterioro registrado en 2020, que equivalía a su valor en libros, era de 1.152 millones de euros.
–Generación de electricidad hidráulica España: un deterioro por importe de 194 millones de euros registrado en
el epígrafe de “Amortización y pérdidas por deterioro” del Inmovilizado material (Nota 6).
El importe recuperable, calculado como valor en uso de la UGE de Generación de electricidad hidráulica España,
considerando el deterioro registrado en 2020, que equivalía a su valor en libros, era de 967 millones de euros.
–Redes de gas Argentina: un deterioro por importe de 198 millones de euros registrado en el epígrafe de
“Amortización y pérdidas por deterioro” del Inmovilizado intangible (Nota 5).
El valor recuperable, calculado como valor en uso de la UGE de Distribución gas Argentina, que equivalía a su
valor en libros, era de 62 millones de euros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
52
–Resto de activos: un deterioro por importe de 20 millones de euros registrado en el epígrafe de “Amortización y
pérdidas por deterioro” del Inmovilizado material (Nota 6) correspondiente al deterioro de terrenos y activos de
diversos proyectos por la falta de viabilidad de los mismos.
Por otro lado, en Generación térmica Puerto Rico se registró una reversión de deterioro por importe de 7 millones de
euros correspondiente al valor de la participación del 50% en EcoEléctrica LP, registrado en el epígrafe "Resultado de
entidades valoradas por el método de la participación" (Nota 8).
Análisis de sensibilidad
Se ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad sobre los resultados de los tests de deterioro descritos. Se ha
considerado para cada una de las siguientes variaciones de sus hipótesis clave, de forma independiente, con el
siguiente resultado:
Ejercicio 2021
Generación de electricidad térmica España: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 40 millones de euros.
–una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos no supondría un deterioro.
–una disminución de la electricidad producida del 5% supondría un deterioro de 94 millones de euros.
–una disminución del precio de electricidad de 1 €/MWh unida a la variación del coste del gas relacionada,
supondría un deterioro de 74 millones de euros.
Generación de electricidad hidráulica España: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 61 millones de euros.
–una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 18 millones de euros.
–una disminución de la electricidad producida del 5% supondría un deterioro de 94 millones de euros.
–una disminución del precio de electricidad de 1€/MWh supondría un deterioro de 28 millones de euros.
Distribución gas Argentina: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 3 millones de euros.
–una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos igualaría el valor en uso con el valor en libros.
–una disminución de la evolución tarifa/retribución de un 5% supondría un deterioro de 13 millones de euros.
–un aumento de los costes operación y mantenimiento de un 5% supondría un deterioro de 7 millones de euros.
–un aumento de las inversiones de un 5% supondría un deterioro de 4 millones de euros.
Generación electricidad República Dominicana: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos mantendría invariada la reversión registrada.
Generación electricidad Panamá: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.
Generación electricidad Costa Rica: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 2 millones de euros.
Ejercicio 2020
Generación de electricidad térmica España: el resultado del análisis de sensibilidad fue el siguiente:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 55 millones de euros.
–una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 21 millones de
euros.
–una disminución de la electricidad producida del 5% incrementaría el deterioro en 74 millones de euros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
53
–una disminución del precio de electricidad de 1 €/MWh unida a la variación del coste del gas relacionada,
incrementaría el deterioro en 125 millones de euros.
Generación de electricidad hidráulica España: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 61 millones de euros.
–una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 37 millones de
euros.
–una disminución de la electricidad producida del 5% incrementaría el deterioro en 76 millones de euros.
–una disminución del precio de electricidad de 1€/MWh incrementaría el deterioro en 32 millones de euros.
Distribución gas Argentina: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 3 millones de euros.
–una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 3 millones de
euros.
–una disminución de la evolución tarifa/retribución de un 5% incrementaría el deterioro en 10 millones de euros.
–un aumento de los costes operación y mantenimiento de un 5% incrementaría el deterioro en 13 millones de
euros.
–un aumento de las inversiones de un 5% incrementaría el deterioro en 6 millones de euros.
Generación electricidad República Dominicana: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no incrementaría el deterioro.
Generación electricidad Panamá: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos incrementaría el deterioro en 1 millón de euros.
Generación electricidad Costa Rica: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:
–un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro en 1 millón de euros.
Resto de las UGEs
Para el resto de las UGEs en los ejercicios 2021 y 2020, Naturgy ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad de las
variaciones desfavorables que, en base a la experiencia histórica, razonablemente puedan sufrir los mencionados
aspectos sensibles en los que se ha basado la determinación del importe recuperable. En concreto, los análisis de
sensibilidad más relevantes realizados, han sido los siguiente:
Aumento
Disminución
Tasa de descuento
50 puntos básicos
—
Tasa de crecimiento
—
50 puntos básicos
Electricidad producida
—
5%
Precio de electricidad
—
5%
Costes combustibles y aprovisionamiento
5%
—
Evolución tarifa/retribución
—
5%
Costes operación y mantenimiento
5%
—
Inversiones
5%
—
Estos análisis de sensibilidad realizados para cada hipótesis básica de forma independiente no harían variar las
conclusiones obtenidas respecto de que el importe recuperable es superior al valor neto contable de cada una de
estas UGEs.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
54
Nota 5. Inmovilizado intangible
El movimiento producido en los ejercicios 2021 y 2020 en el inmovilizado intangible es el siguiente:
Concesiones
Otras
concesiones y
similares
Aplicaciones
informáticas
Otro
inmovilizado
intangible
Subtotal
Fondo de
comercio
Total
CINIIF 12
Coste bruto
1.900
3.269
1.313
1.310
7.792
3.202
10.994
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(779)
(792)
(1.020)
(690)
(3.281)
—
(3.281)
Valor neto contable a 31.12.2019
1.121
2.477
293
620
4.511
3.202
7.713
Inversión (Nota 3)
51
3
93
40
187
—
187
Dotación a la amortización
(59)
(57)
(101)
(89)
(306)
—
(306)
Pérdidas por deterioro (Nota 4)
(198)
—
—
(177)
(375)
—
(375)
Diferencias de conversión (1)
(276)
(49)
(5)
(16)
(346)
(75)
(421)
Combinaciones de negocio (Nota 32)
—
—
—
—
—
—
—
Reclasificaciones y otros(2)
1
(938)
(22)
(29)
(988)
(235)
(1.223)
Valor neto contable a 31.12.2020
640
1.436
258
349
2.683
2.892
5.575
Coste bruto
1.434
2.216
1.176
1.200
6.026
2.892
8.918
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(794)
(780)
(918)
(851)
(3.343)
—
(3.343)
Valor neto contable a 31.12.2020
640
1.436
258
349
2.683
2.892
5.575
Inversión (Nota 3)
58
—
115
115
288
—
288
Desinversiones
(2)
—
(1)
—
(3)
—
(3)
Dotación a la amortización
(48)
(45)
(101)
(90)
(284)
—
(284)
Pérdidas por deterioro (Nota 4)
—
—
—
—
—
—
—
Diferencias de conversión (1)
28
(70)
—
5
(37)
39
2
Combinaciones de negocio (Nota 32)
—
—
—
127
127
35
162
Reclasificaciones y otros (2)
7
—
1
2
10
(16)
(6)
Valor neto contable a 31.12.2021
683
1.321
272
508
2.784
2.950
5.734
Coste bruto
1.614
1.342
1.290
976
5.222
2.950
8.172
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(931)
(21)
(1.018)
(468)
(2.438)
—
(2.438)
Valor neto contable a 31.12.2021
683
1.321
272
508
2.784
2.950
5.734
(1)Incluye el efecto de la inflación de Argentina (Nota 2.4.2.).
(2)Incluye principalmente los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota
11) así como la baja por la venta de Naturgy Ltd. (Nota 2.4.1.).
En la Nota 3 se incluye el detalle de las inversiones en inmovilizado intangible por segmentos.
Tal y como se detalla en la Nota 4 como resultado de los tests de deterioro realizados en el ejercicio 2021 no se han
registrado pérdidas por deterioro mientras que en el ejercicio 2020 se registraron pérdidas por deterioro del
inmovilizado intangible por importe de 375 millones de euros (Nota 28).
En el epígrafe "Concesiones CINIIF 12" se incluyen las concesiones que se consideran activos intangibles de acuerdo
con la CINIIF 12 "Acuerdos de concesión de servicios" (Nota 33).
El epígrafe “Otras concesiones y similares” incluye principalmente:
–Las concesiones de vida útil indefinida, registradas como consecuencia de combinaciones de negocios, según
el siguiente detalle:
31.12.2021
31.12.2020
Distribución eléctrica España
684
684
Distribución gas Chile
617
689
–A 31 de diciembre de 2020, la concesión del gasoducto Magreb-Europa por un importe 45 millones de euros
que finalizó el 31 de octubre de 2021 (Nota 33).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
55
El epígrafe “Otro inmovilizado intangible” incluye principalmente:
–Licencias de explotación de parques de generación renovable que ascienden a 198 millones de euros a 31 de
diciembre de 2021 (144 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Incluye 42 millones de euros de Hamel
Renewables, 21 millones de euros de Ibereólica Cabo leones II S.A. (22 millones de euros a 31 de diciembre de
2020) y 18 millones de euros de Guimaranias (18 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) (Nota 32).
–El valor de los costes de captación de clientes activados bajo la NIIF 15 por un importe de 116 millones de
euros a 31 de diciembre de 2021 (49 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
–El valor de los contratos de aprovisionamiento de gas y otros derechos contractuales adquiridos como
consecuencia de las combinaciones de negocios de CGE por un importe de 77 millones de euros a 31 de
diciembre de 2021 (87 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), de UFG por un importe 78 de millones
de euros (0 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) y, a 31 de diciembre de 2020, de Naturgy Energy
(UK) Ltd por un importe de 10 millones de euros.
El movimiento y composición del fondo de comercio por UGE o agregaciones de UGEs en los ejercicios 2021 y 2020
es el siguiente:
01.01.2021
Diferencias de
conversión
Salida por
venta
Combinación de
negocios
31.12.2021
Gestión de la energía y redes
1.694
39
—
19
1.752
Mercados y Aprovisionamientos
—
—
—
19
19
Redes electricidad España
1.070
—
—
—
1.070
Generación térmica México
410
34
—
—
444
Redes gas Brasil
12
—
—
—
12
Redes gas Chile
62
(6)
—
—
56
Redes electricidad Chile
—
—
—
—
—
Redes gas México
18
1
—
—
19
Redes electricidad Panamá
122
10
—
—
132
Renovables y nuevos negocios
755
—
—
16
771
España y USA
743
—
—
16
759
Latinoamérica
12
—
—
—
12
Comercialización
443
—
(16)
—
427
Total
2.892
39
(16)
35
2.950
01.01.2020
Diferencias de
conversión
Traspasos mantenida
para la venta
31.12.2020
Gestión de la energía y redes
2.003
(74)
(235)
1.694
Redes electricidad España
1.070
—
—
1.070
Generación térmica México
448
(38)
—
410
Redes gas Brasil
17
(5)
—
12
Redes gas Chile
63
(1)
—
62
Redes electricidad Chile
251
(16)
(235)
—
Redes gas México
21
(3)
—
18
Redes electricidad Panamá
133
(11)
—
122
Renovables y nuevos negocios
756
(1)
—
755
España
743
—
—
743
Latinoamérica
13
(1)
—
12
Comercialización
443
—
—
443
Total
3.202
(75)
(235)
2.892
Naturgy mantiene a 31 de diciembre de 2021 compromisos de inversión por 14 millones de euros (18 millones de
euros a 31 de diciembre de 2020), básicamente para el desarrollo de la red de distribución de gas de concesiones
consideradas activos intangibles bajo la CINIIF 12.
El inmovilizado intangible incluye, a 31 de diciembre de 2021, elementos en uso totalmente amortizados por un
importe de 572 millones de euros (543 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
56
Nota 6. Inmovilizado material
El movimiento durante los ejercicios 2021 y 2020 en las diferentes cuentas de inmovilizado material y de sus
correspondientes amortizaciones acumuladas y provisiones ha sido el siguiente:
Terrenos y
construcciones
Instalaciones
técnicas de
gas
Instalaciones
técnicas de
generación
eléctrica
Instalaciones
técnicas de
transporte y
distribución
eléctrica
Otro
inmovilizado
Inmovilizado
Total
en curso
Coste bruto
563
11.534
13.757
8.999
634
934
36.421
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(156)
(6.314)
(7.594)
(2.391)
(319)
—
(16.774)
Valor neto contable a 31.12.2019
407
5.220
6.163
6.608
315
934
19.647
Inversión (Nota 3)
17
115
79
150
34
697
1.092
Desinversión
(3)
(1)
—
—
(4)
(6)
(14)
Dotación a la amortización
(19)
(369)
(354)
(309)
(37)
—
(1.088)
Pérdidas por deterioro (Nota 4)
(6)
—
(966)
—
(16)
—
(988)
Diferencias de conversión (1)
(9)
(116)
(146)
(115)
(14)
(35)
(435)
Combinación de negocios (Nota 32)
—
—
—
—
—
—
—
Reclasificaciones y otros (2)
(105)
48
166
(1.468)
(86)
(641)
(2.086)
Valor neto contable a 31.12.2020
282
4.897
4.942
4.866
192
949
16.128
Coste bruto
439
11.477
13.640
7.222
467
949
34.194
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(157)
(6.580)
(8.698)
(2.356)
(275)
—
(18.066)
Valor neto contable a 31.12.2020
282
4.897
4.942
4.866
192
949
16.128
Inversión (Nota 3)
12
139
30
136
18
861
1.196
Desinversión
(2)
(22)
(2)
—
(1)
(5)
(32)
Dotación a la amortización
(17)
(348)
(334)
(248)
(18)
(1)
(966)
Pérdidas por deterioro (Nota 4)
—
(8)
(9)
—
—
—
(17)
Diferencias de conversión (1)
2
(70)
93
66
(3)
15
103
Combinación de negocios (Nota 32)
2
—
63
—
5
—
70
Reclasificaciones y otros (2)
2
(17)
693
228
(29)
(772)
105
Valor neto contable a 31.12.2021
281
4.571
5.476
5.048
164
1.047
16.587
Coste bruto
440
11.274
14.566
7.668
450
1.047
35.445
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(159)
(6.703)
(9.090)
(2.620)
(286)
—
(18.858)
Valor neto contable a 31.12.2021
281
4.571
5.476
5.048
164
1.047
16.587
(1)Incluye el efecto de la inflación de Argentina (Nota 2.4.2.).
(2)Incluye principalmente:
–los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota 11).
–el traspaso a explotación del inmovilizado en curso.
–el activo por costes de desmantelamiento de instalaciones (Nota 16).
En la Nota 3 se incluye el detalle de las inversiones en inmovilizado material por segmentos.
Tal y como se detalla en la Nota 4 como resultado de los tests de deterioro realizados en el ejercicio 2021 se ha
dotado un deterioro por importe de 22 millones de euros correspondiente al deterioro de proyectos en curso por la
falta de viabilidad de los mismos y se han revertido pérdidas por deterioro por importe de 13 millones de euros
correspondientes a Generación térmica en República Dominicana, mientras que en el ejercicio 2020 se registraron
pérdidas por deterioro del inmovilizado material por importe de 988 millones de euros (Nota 28). Adicionalmente,
consecuencia del traspaso a mantenidos para la venta de los activos de GLP, se ha deteriorado su valor en 8 millones
de euros (Nota 11).
En septiembre de 2021 se procedió a la venta de los permisos de distribución de gas natural en las zonas de México
del Noroeste y Sinaloa por 24 millones de euros. El valor neto contable de los activos vendidos ascendía a 20 millones
de euros por lo que se ha generado una plusvalía antes de impuestos de 4 millones de euros (Nota 29).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
57
El desglose del inmovilizado en curso por negocios es el siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Gestión de la Energía y Redes
397
402
Gestión de la energía y mercados
215
213
Redes Iberia
92
94
Redes Latam
90
95
Renovables y nuevos negocios
648
540
España y USA
235
75
Latinoamérica
33
231
Australia
377
234
Nuevos negocios
3
—
Comercialización
2
7
Total
1.047
949
La disminución en el inmovilizado en curso de Renovables Latinoamérica se debe a la entrada en explotación de las
instalaciones de generación Chile. Adicionalmente se produce un incremento en Australia y España por las
inversiones en parques de generación que se encuentran en desarrollo.
A 31 de diciembre de 2021 y 2020 Naturgy no disponía de inmuebles de inversión de valor significativo.
El inmovilizado material incluye, a 31 de diciembre de 2021, elementos en uso totalmente amortizados por un
importe de 2.523 millones de euros (2.561 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Es política de Naturgy contratar todas las pólizas de seguros que se estimen necesarias para dar cobertura a los
posibles riesgos que pudieran afectar a los elementos de inmovilizado.
Naturgy mantiene a 31 de diciembre de 2021 compromisos de inversión por 314 millones de euros (423 millones de
euros a 31 de diciembre de 2020), básicamente para la construcción de nuevas instalaciones de generación
renovable y para el desarrollo de la red de distribución de gas y de electricidad.
Los gastos financieros activados en el ejercicio 2021 en proyectos de inmovilizado durante su construcción
ascienden a 7 millones de euros (10 millones de euros en 2020). Los gastos financieros capitalizados en el ejercicio
2021 representan el 1,3% del total de los costes financieros por endeudamiento neto (1,9% para el ejercicio 2020).
La tasa media de capitalización durante los ejercicios 2021 y 2020 ha ascendido a 2,9% y 3,9% respectivamente.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
58
Nota 7. Activos por derecho de uso
El movimiento durante el ejercicio 2021 de las diferentes cuentas de activos por derecho de uso y de sus
correspondientes amortizaciones acumuladas y provisiones ha sido el siguiente:
Terrenos y
construcciones
Buques
transporte de
gas
Elementos de
Transporte
Otro
inmovilizado
Total
Coste bruto
326
1.576
19
22
1.943
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(30)
(487)
(9)
(1)
(527)
Valor neto contable a 31.12.2019
296
1.089
10
21
1.416
Adiciones
32
90
6
41
169
Desinversiones
(12)
—
—
—
(12)
Dotación a la amortización
(32)
(127)
(6)
(1)
(166)
Diferencias de conversión
(5)
—
(1)
—
(6)
Reclasificaciones y otros (1)
1
—
(4)
(10)
(13)
Valor neto contable a 31.12.2020
280
1.052
5
51
1.388
Coste bruto
334
1.639
16
52
2.041
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(54)
(587)
(11)
(1)
(653)
Valor neto contable a 31.12.2020
280
1.052
5
51
1.388
Adiciones
76
39
8
6
129
Dotación a la amortización
(31)
(157)
(5)
(2)
(195)
Diferencias de conversión
3
—
—
3
6
Combinaciones de negocios
—
45
—
—
45
Reclasificaciones y otros (1)
(2)
(139)
(2)
(1)
(144)
Valor neto contable a 31.12.2021
326
840
6
57
1.229
Coste bruto
404
1.358
18
59
1.839
Fondo de amortización y pérdidas por deterioro
(78)
(518)
(12)
(2)
(610)
Valor neto contable a 31.12.2021
326
840
6
57
1.229
(1)En 2021 incluye principalmente la nueva medición del pasivo por arrendamiento de dos buques consecuencia de no considerar el ejercicio de las
opciones de compra existentes.
En 2020 incluía principalmente los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación
(Nota 11).
Naturgy tiene contratos de arrendamiento suscritos en los que es arrendatario para la siguiente categoría de activos
subyacentes:
–Terrenos de uso energético para centrales de ciclo combinado, parques eólicos, parques fotovoltaicos,
instalaciones de centros de transformación, instalaciones de gas propano (GLP) o gas natural licuado (GNL).
–Construcciones (oficinas, locales, naves, plazas de garaje,…).
–Buques, por el fletamento a largo y medio plazo de transporte de gas.
–Elementos de transporte.
A 31 de diciembre de 2021 en buques por transporte de gas se incluyen nueve buques en régimen de arrendamiento
financiero a largo plazo y cuatro buques arrendados a medio plazo.
Nota 8. Inversiones en sociedades
Asociadas y negocios conjuntos
El detalle de las Inversiones registradas por el método de la participación es el siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Asociadas
60
52
Negocios conjuntos
570
761
Total
630
813
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
59
En el Anexo I. se relacionan todas las empresas asociadas y negocios conjuntos participadas por Naturgy indicando su
actividad y el porcentaje de participación de control y patrimonial.
Las participaciones más significativas corresponden a EcoEléctrica L.P., a la participación en Medgaz a través de
Medina (Notas 2.4.1. y 9) y, hasta marzo de 2021, a Unión Fenosa Gas (Nota 2.4.1.).
El movimiento de los ejercicios 2021 y 2020 de las inversiones contabilizadas por el método de la participación,
detallando las participaciones más significativas, es el siguiente:
Unión
Fenosa Gas
EcoEléctrica,
L.P.
Medina/
Medgaz
Otros negocios
conjuntos
Total Negocios
conjuntos
Asociadas
Total
Valor de la participación 01.01.2020
309
294
—
74
677
54
731
Inversión
—
—
—
—
—
—
—
Desinversión
—
—
—
(11)
(11)
—
(11)
Participaciones en el resultado
(30)
51
6
11
38
(2)
36
Dividendos recibidos
—
(65)
—
(14)
(79)
—
(79)
Diferencias de conversión
(18)
(28)
—
—
(46)
—
(46)
Otro resultado global
1
—
—
—
1
—
1
Reclasificaciones y otros
—
—
182
(1)
181
—
181
Valor de la participación 31.12.2020
262
252
188
59
761
52
813
Inversión
—
—
—
2
2
—
2
Desinversión
—
—
—
(8)
(8)
—
(8)
Participaciones en el resultado
(5)
54
12
21
82
8
90
Dividendos recibidos
—
(64)
(8)
(6)
(78)
—
(78)
Combinación de negocios (Nota 32)
(258)
—
—
41
(217)
—
(217)
Diferencias de conversión
1
21
—
—
22
—
22
Otro resultado global
—
—
—
1
1
—
1
Reclasificaciones y otros
—
—
—
5
5
—
5
Valor de la participación 31.12.2021
—
263
192
115
570
60
630
En 2021, la principal variación del epígrafe de Inversiones registradas por el método de la participación corresponde a
la baja de la participación del 50% en Unión Fenosa Gas, S.A. (UFG) derivada de la compra, en marzo de 2021, del
50% adicional tras el acuerdo alcanzado con ENI y la República Árabe de Egipto para resolver de forma amistosa las
disputa (Nota 2.4.1.) alcanzando el 100% de participación. Dicha adquisición se ha considerado una combinación de
negocios realizada por etapas (Nota 32).
El valor de la puesta en participación en UFG dado de baja ascendía a 258 millones de euros. A 31 de diciembre de
2020, como resultado de los deterioros registrados en ejercicios anteriores, el importe recuperable calculado como
valor en uso de UFG equivalía a su valor en libros y ascendía a 262 millones de euros. El deterioro acumulado a 31 de
diciembre de 2020 era de 1.166 millones de euros.
Adicionalmente, en junio de 2021, se produjo la venta de la participación del 40% en Cogeneración del Noroeste, S.L.
por 7 millones de euros generando una plusvalía antes de impuestos de 2 millones de euros registrada en el epígrafe
de “Otros resultados” (Nota 29).
En 2020, la principal variación del epígrafe de Inversiones registradas por el método de la participación correspondía
al acuerdo de venta del 50% de la participación en Medina Partnership, S.A.U., sociedad tenedora de Medgaz, S.A., a
GEPIF (Ver Nota 2.4.1.) el cual establece el control conjunto de Medina por los dos socios y que supuso pasar a
integrarla según el método de la participación, incluyendo su participación en Medgaz.
Posteriormente, el 30 de abril de 2020 Medina completó la compra del 34,05% de Medgaz, S.A. por importe de 420
millones de euros una vez ajustado el precio inicial por los dividendos recibidos lo que ha supuso incrementar su
participación del 14,95% hasta el 49% siendo la participación efectiva de Naturgy del 24,5%.
En el ejercicio 2018 se registró un deterioro en la participación en Ecoelectrica, L.P. de 34 millones de euros de los
que 7 millones de euros fueron revertidos en 2020 (Nota 4) siendo cero el deterioro acumulado.
El detalle de activos, pasivos, ingresos y resultados de las principales participaciones en negocios conjuntos de
Naturgy es el siguiente (según porcentaje de participación):
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
60
31.12.2021
31.12.2020
EcoEléctrica,
L.P. (50 %)
Medina/
Medgaz
(50 %)
Unión Fenosa
Gas (50%)
EcoEléctrica,
L.P. (50 %)
Medina/
Medgaz
(50 %)
Activo no corriente
232
478
637
220
496
Activo corriente
43
22
145
42
15
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes
6
10
33
4
7
Pasivo no corriente
(7)
(290)
(338)
(7)
(307)
Pasivos financieros no corrientes
—
(219)
(248)
—
(233)
Pasivo corriente
(5)
(18)
(182)
(3)
(16)
Pasivos financieros corrientes
—
(13)
(59)
—
(13)
Activos netos
263
192
262
252
188
Deuda financiera neta (1)
(6)
222
274
(4)
239
(1) Deuda financiera neta: Pasivos financieros no corrientes+Pasivos fina ncier os corrientes-Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.
2021
2020
Unión Fenosa
Gas (50%)
EcoEléctrica,
L.P. (50 %)
Medina/
Medgaz
(50 %)
Unión Fenosa
Gas (50%)
EcoEléctrica,
L.P. (50 %)
Medina/
Medgaz
(50 %)
Importe neto de la cifra de negocios
108
83
61
480
138
38
Aprovisionamientos
(99)
—
—
(403)
(61)
—
Gastos de personal
(2)
(5)
(1)
(10)
(5)
—
Otros ingresos/gastos de explotación
(5)
(13)
(4)
(22)
(13)
(3)
Resultado bruto de explotación
2
65
56
45
59
35
Amortización y pérdidas por deterioro de
inmovilizado
(7)
(10)
(27)
(44)
(15)
(18)
Deterioro pérdidas crediticias
—
1
—
(20)
2
—
Resultado explotación
(5)
56
29
(19)
46
17
Resultado financiero
(2)
—
(11)
(17)
—
(8)
Resultado entidades método participación
1
—
—
2
—
—
Resultado antes de impuestos
(6)
56
18
(34)
46
9
Impuesto de sociedades
—
(2)
(6)
2
(2)
(3)
Atribuido a socios minoritarios
1
—
—
2
—
—
Resultado atribuido del ejercicio
procedente de operaciones continuadas
(5)
54
12
(30)
44
6
Deterioro participación (Nota 4)
—
—
—
—
7
—
Participación en el resultado
(5)
54
12
(30)
51
6
No existen pasivos contingentes de las participaciones en negocios conjuntos.
Los compromisos contractuales de adquisición y de venta de las participaciones en negocios conjuntos a 31 de
diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020 son los siguientes:
Adquisición
31.12.2021
31.12.2020
Compras de energía (1)
—
2.251
Transporte de energía (2)
—
109
Total obligaciones contractuales
—
2.360
Venta
31.12.2021
31.12.2020
Ventas de energía (3)
—
759
Transporte de energía (4)
689
749
Prestación servicios por cesión capacidad (5)
866
866
Total obligaciones contractuales
1.555
2.374
(1) A 31 de Diciembre de 2020 reflejaba los compromisos a largo plazo para comprar gas natural de Unión Fenosa Gas.
(2) A 31 de Diciembre de 2020 incluía los costes operativos asociados a los contratos de fletamento de buques de transporte de gas de Unión Fenosa
Gas en régimen de arrendamiento financiero.
(3) Reflejaba los compromisos a largo plazo para vender gas natural de Unión Fenosa Gas a 31 de Diciembre de 2020.
(4) Incluye los compromisos a largo plazo de transporte de gas de Medgaz.
(5) Refleja los compromisos de prestación de servicios por los contratos de cesión de capacidad de generación eléctrica de EcoEléctrica L.P. a Puerto
Rico Electricity Power Authority.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
61
Por otra parte, determinados proyectos de inversión de las participaciones en negocios conjuntos han sido
financiados con estructuras específicas (financiación de proyecto) que incluyen la pignoración de las acciones de
dichos proyectos. El saldo vivo de este tipo de financiación a 31 de diciembre de 2021 asciende a 6 millones de euros
(208 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Operaciones conjuntas
Naturgy participa en diferentes operaciones conjuntas que cumplen las condiciones indicadas en la Nota 2.4.1.b y
que se detallan en el apartado 3 del Anexo I. Las participaciones relevantes en operaciones conjuntas al 31 de
diciembre de 2021 y 2020 son las siguientes:
2021
2020
Comunidad de Bienes Central Nuclear de Almaraz
11,3%
11,3%
Comunidad de Bienes Central Nuclear de Trillo
34,5%
34,5%
Comunidad de Bienes Central Térmica de Anllares
66,7%
66,7%
La aportación de las operaciones conjuntas a los activos, pasivos, ingresos y resultados de Naturgy es la siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Activo no corriente
88
90
Activo corriente
69
73
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes
—
—
Pasivo no corriente
(108)
(112)
Pasivos financieros no corrientes
—
—
Pasivo corriente
(45)
(14)
Pasivos financieros corrientes
(14)
(12)
Activos netos
4
37
Deuda financiera neta (1)
14
12
(1) Deuda financiera neta: Pasivos financieros no corrientes + Pasivos financieros corrientes - Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.
2021
2020
Importe neto de la cifra de negocios
201
158
Gastos de explotación
(161)
(114)
Resultado bruto explotación
40
44
Amortización y pérdidas por deterioro (1)
(21)
(88)
Resultado explotación
19
(44)
Resultado financiero
—
—
Resultado antes de impuestos
19
(44)
Impuesto de sociedades
(5)
11
Resultado atribuido del ejercicio procedente de operaciones continuadas
14
(33)
(1) Incluye reversión/deterioro de activos de gener ación (Nota 4).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
62
Nota 9. Activos financieros
El detalle de los epígrafes de activos financieros no corrientes y corrientes a 31 de diciembre de 2021 y 2020,
clasificados por naturaleza y categoría es el siguiente:
31.12.2021
VR con cambios en
Otro resultado global
VR con cambios en
resultados
Coste
amortizado
Total
Instrumentos de patrimonio
14
—
—
14
Derivados (Nota 18)
16
37
—
53
Otros activos financieros
—
—
327
327
Activos financieros no corrientes
30
37
327
394
Derivados (Nota 18)
—
—
—
—
Otros activos financieros
—
—
395
395
Activos financieros corrientes
—
—
395
395
Total
30
37
722
789
31.12.2020
VR con cambios en
Otro resultado global
VR con cambios en
resultados
Coste
amortizado
Total
Instrumentos de patrimonio
35
—
—
35
Derivados (Nota 18)
—
—
—
—
Otros activos financieros
—
—
326
326
Activos financieros no corrientes
35
—
326
361
Derivados (Nota 18)
—
—
—
—
Otros activos financieros
—
120
438
558
Activos financieros corrientes
—
120
438
558
Total
35
120
764
919
La clasificación de los activos financieros registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de
diciembre de 2020, es la siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Activos financieros
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados
activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados
activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Valor razonable con cambios
en Otro resultado global
—
16
14
30
—
—
35
35
Valor razonable con cambios
a resultados
—
37
—
37
120
—
—
120
Total
—
53
14
67
120
—
35
155
El movimiento en los ejercicios 2021 y 2020 de los activos financieros registrados a valor razonable en función del
método empleado para el cálculo de su valor razonable es el siguiente:
2021
2020
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
A 1 de Enero
120
—
35
155
—
224
35
259
Aumentos
—
—
—
—
—
—
—
—
Variaciones reconocidas
directamente en patrimonio
—
16
(25)
(9)
—
—
(3)
(3)
Variaciones reconocidas en
resultados (1)
—
18
—
18
120
(7)
—
113
Combinaciones de negocios (Nota
32)
—
19
—
19
—
—
—
—
Diferencias de conversión
—
—
—
—
—
—
—
—
Traspasos y otros (2)
(120)
—
4
(116)
—
(217)
3
(214)
A 31 de Diciembre
—
53
14
67
120
—
35
155
(1)En 2021, corresponde en su totalidad a Derivados. En 2020, 120 millones de euros corresponden a otros activos financieros, -34 millones de
euros a derivados y 27 millones de euros a instrumentos de patrimonio.
(2)En 2020, incluye principalmente el traspaso de la participación en Medgaz a “Inversiones en sociedades contabilizadas por el método de la
participación” (Nota 8) así como los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación
(Nota 11).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
63
Valor razonable con cambios en otro resultado global
–Instrumentos de patrimonio:
Incluye principalmente, la participación del 85,4% en Electrificadora del Caribe, S.A. ESP (Electricaribe). El 14 de
noviembre de 2016 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de la República de Colombia
comunicó la intervención de Electricaribe, sociedad participada por Naturgy así como el cese de los miembros
del órgano de administración y del gerente general y su sustitución por un Agente especial designado por la
Superintendencia. El 14 de marzo de 2017, la Superintendencia anunció la decisión de liquidar la sociedad
Electricaribe. El 22 de marzo de 2017 Naturgy inició un procedimiento arbitral ante el Tribunal de la Comisión
de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) y el 15 de junio de 2018 formalizó la
demanda en que reclamaba aproximadamente 1.600 millones de USD. El 4 de diciembre de 2018 la República
de Colombia presentó la contestación a la demanda y formuló una reconvención por aproximadamente 500
millones de USD cuya viabilidad se estima remota. En diciembre de 2019 se celebraron las vistas principales y,
en marzo de 2021, se dictó laudo arbitral que desestimó las reclamaciones, tanto de Naturgy como del Estado
colombiano.
Adicionalmente, el 24 de marzo de 2021, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de la
República de Colombia ordenó el inicio del proceso de liquidación de la sociedad. Este hecho, unido a la
finalización del proceso de reclamación contra las aseguradoras, que ha resultado en un cobro de 8 millones de
euros, hace que, a 31 de diciembre de 2021, se ha valorado el 85,4% de la participación en Electricaribe a 0
millones de euros (25 millones a 31 de diciembre de 2020). Así mismo, una vez iniciado el proceso de
liquidación, se ha registrado un activo por impuesto diferido de 105 millones de euros correspondiente a la
pérdida fiscal que será deducible una vez se materialice la liquidación. Tanto la disminución de valor razonable
como el efecto fiscal han sido registrados en “Otro resultado global acumulado”.
Adicionalmente incluye el 15% de participación en las sociedades Lean Corporate Services, S.L., Lean Customer
Services, S.L., Lean Grids Services, S.L. y Naturgy IT, S.L. (Nota 2.4.1.).
Valor razonable con cambios en resultados
–Derivados: En el contexto del acuerdo alcanzado en relación a Unión Fenosa Gas (Nota 32) ésta tiene derecho a
un cobro contingente por la venta de un contrato de aprovisionamiento de gas cuyo valor razonable en el
completion date se estimó en 19 millones de euros. El mencionado ajuste de precio se cobrará en enero de 2024
en función del nivel alcanzado por el promedio del precio del TTF hasta la liquidación. A 31 de diciembre de
2021, el valor razonable registrado por este concepto asciende a 37 millones de euros, habiéndose registrado
su variación de valor en los resultados financieros del ejercicio 2021.
–Instrumentos de patrimonio: A 31 de diciembre de 2019 incluía el valor de la participación del 14,95% en
Medgaz, S.A., sociedad que opera el gasoducto submarino entre Argelia y España, por importe de 190 millones
de euros en diciembre de 2019 cuyo valor razonable se determinó en base al precio del acuerdo de
compraventa del 34,05% mencionado en la Nota 8. Tal y como se detalla en la Nota 2.4.1., en abril de 2020 se
alcanzó un acuerdo para la venta del 50% de Medina Partnership, S.A.U. (sociedad tenedora de la participación)
que establece el control conjunto de dicha sociedad y que ha supuesto pasar a consolidarla según el método de
la participación, incluyendo su participación en Medgaz.
–Otros activos financieros: A 31 de diciembre 2020 incluía la valoración de depósitos constituidos a cierre del
ejercicio por importe de 120 millones de euros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
64
Coste amortizado
La composición a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se muestra a continuación:
31.12.2021
31.12.2020
Créditos comerciales
16
22
Fianzas y depósitos
108
102
Otros créditos
203
202
Otros activos financieros no corrientes
327
326
Créditos comerciales
7
22
Financiación del déficit de ingresos del sistema eléctrico
64
106
Financiación del déficit de ingresos del sistema gasista
23
116
Dividendo a cobrar
2
20
Fianzas y depósitos
186
68
Otros créditos
113
106
Otros activos financieros corrientes
395
438
Total
722
764
El desglose por vencimientos a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es el siguiente:
Vencimientos
31.12.2021
31.12.2020
Antes de 1 año
395
438
Entre 1 año y 5 años
67
64
Más de 5 años
260
262
Total
722
764
El valor razonable y el valor contable de estos activos no difieren de forma significativa.
En el apartado “Financiación del déficit de ingresos del sistema gasista” se incluyen los desajustes temporales
producidos entre los ingresos y los costes del sistema gasista financiados por Naturgy conforme a la Ley 18/2014, de
17 octubre por importe de 23 millones de euros (116 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Este importe
será recuperado a través de las liquidaciones del sistema gasista. El importe pendiente de cobro, tras las
liquidaciones del ejercicio, genera el derecho a su recuperación en los cinco años siguientes por el resto financiado,
reconociéndose un tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado. El importe de esta financiación ha
sido registrado en su totalidad a corto plazo por entender que se trata de un desajuste temporal que será recuperado
a través de las liquidaciones del sistema en el plazo de un año.
En el apartado “Financiación del déficit de ingresos del sistema eléctrico” se incluyen los desajustes temporales
producidos entre los ingresos y los costes del sistema eléctrico financiados por Naturgy conforme a la Ley 24/2013,
de 26 de diciembre por importe de 64 millones de euros (106 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Este
importe será recuperado a través de las liquidaciones del sistema eléctrico. El importe pendiente de cobro, tras las
liquidaciones del ejercicio, genera el derecho a su recuperación en los cinco años siguientes reconociéndose un tipo
de interés en condiciones equivalentes a las de mercado. El importe de esta financiación ha sido registrado en su
totalidad a corto plazo por entender que se trata de un desajuste temporal que será recuperado a través de las
liquidaciones del sistema en el plazo de un año.
En el apartado “Créditos comerciales” se incluyen, principalmente, créditos por la venta de instalaciones de gas y
electricidad. Los tipos de interés correspondientes (entre 5% y 11% para créditos entre 1 a 5 años) se ajustan a los
tipos de interés del mercado para préstamos de dicha clase y duración.
En el apartado “Fianzas y depósitos” se incluyen fundamentalmente los importes depositados en las
Administraciones Públicas competentes, de acuerdo con la legislación que así lo establece, por las fianzas y
depósitos recibidos de los clientes en el momento de la contratación como garantía del suministro de electricidad y
gas natural (Nota 19) así como depósitos relacionados con las posiciones de derivados.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
65
En el apartado “Otros créditos”, se incluye básicamente:
–el valor de las concesiones de generación en Costa Rica que se consideran créditos, de acuerdo con la CINIIF 12
“Acuerdos de concesión de servicios” (Nota 2.4.3.b y Nota 33) por importe de 121 millones de euros (126
millones de euros a 31 de diciembre de 2020), de los cuales 16 millones de euros están clasificados en el activo
corriente (15 millones de euros en 2020). Estos créditos se clasifican en este epígrafe por tratarse de un
derecho incondicional a recibir efectivo con importes fijos o determinables.
–créditos por 39 millones de euros correspondientes a los pagos aplazados garantizados del acuerdo con el
Gobierno egipcio descrito en la Nota 32.
–a 31 de diciembre de 2020 un crédito de 19 millones de euros por la financiación a ContourGlobal La Rioja, S.L.,
por la venta de la central de ciclo combinado de Arrúbal (La Rioja) que se produjo en fecha 28 de julio de 2011,
que a 31 de diciembre de 2020 estaban en su totalidad clasificados en el activo corriente. Este crédito
devengaba un interés anual de mercado y ha vencido en 2021 lo que ha supuesto el registro de un ingreso
financiero en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada por importe de 62 millones de euros (Nota 30)
puesto que se encontraba deteriorado.
Derivados
Las variables en las que se basan la valoración de los derivados recogidos en este epígrafe son observables en un
mercado activo (Nivel 2).
En la Nota 18 se recoge el detalle de los instrumentos financieros derivados.
Nota 10. Otros activos no corrientes y deudores comerciales y
otras cuentas a cobrar
El detalle de los epígrafes “Otros activos no corrientes” y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar”, a 31 de
diciembre de 2021 y 2020, clasificados por naturaleza y categoría es el siguiente:
31.12.2021
VR con cambios
en Otro
resultado global
VR con
cambios a
resultados
Coste
amortizado
Total
Derivados (Nota 18)
126
—
—
126
Otros activos
—
—
290
290
Otros activos no corrientes
126
—
290
416
Derivados (Nota 18)
392
62
—
454
Otros activos
—
—
5.260
5.260
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
392
62
5.260
5.714
Total
518
62
5.550
6.130
31.12.2020
VR con cambios
en Otro
resultado global
VR con
cambios a
resultados
Coste
amortizado
Total
Derivados (Nota 18)
352
—
—
352
Otros activos
—
—
339
339
Otros activos no corrientes
352
—
339
691
Derivados (Nota 18)
94
—
—
94
Otros activos
—
—
3.021
3.021
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
94
—
3.021
3.115
Total
446
—
3.360
3.806
La clasificación de los activos financieros registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de
diciembre de 2020, es la siguiente:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
66
31.12.2021
31.12.2020
Activos financieros
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados
activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados
activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Valor razonable con cambios en
Otro resultado global
58
460
—
518
15
431
—
446
Valor razonable con cambios a
resultados
29
33
—
62
—
—
—
—
Total
87
493
—
580
15
431
—
446
Valor razonable con cambios en Otro resultado global
En activos financieros derivados no corrientes a valor razonable con cambios en Otro resultado global se incluye el
valor a mercado de los contratos de compraventa de energía de las filiales australianas que llevan a cabo la actividad
de generación renovable eólica por importe de 60 millones de euros (279 millones de euros a 31 de diciembre de
2020) de los cuales 47 millones de euros están clasificados como no corrientes (264 millones de euros a 31 de
diciembre de 2020). Estos contratos están firmados, bien con el estado en el que operan o con corporaciones
privadas, y les permite cubrir el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de MW por
el periodo acordado. Estos contratos se han contabilizado como un instrumento financiero de cobertura de flujo de
efectivo (Nota 18).
Por otro lado, se incluyen derivados operativos de cobertura de precios de gas por importe de 386 millones de euros
(151 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) de los cuales 66 millones están clasificados como no corrientes
(88 millones a 31 de diciembre de 2020) (Nota 18).
Coste amortizado
31.12.2021
31.12.2020
Deudores ingresos por servicios de capacidad
166
151
Otros deudores
124
188
Otros activos no corrientes
290
339
Clientes
5.570
3.444
Cuentas a cobrar de empresas vinculadas (Nota 34)
10
19
Provisión por deterioro por pérdidas crediticias de deudores
(800)
(775)
Clientes por ventas y prestaciones de servicios
4.780
2.688
Administraciones públicas
165
89
Pagos anticipados
100
94
Deudores varios
74
113
Otros deudores
339
296
Activo por impuesto corriente
141
37
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
5.260
3.021
Otros activos no corrientes y deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
5.550
3.360
El valor razonable y el valor contable de estos activos no difieren de forma significativa.
En el apartado “Deudores ingresos por servicios de capacidad” se recogen los ingresos pendientes de facturar
reconocidos por la linealización en el periodo de vigencia de los contratos de prestación de servicios por la cesión de
capacidad de generación eléctrica con la Comisión Federal de Electricidad de México (Anexo IV 2.4.1).
En mayo de 2021, el Tribunal Supremo federal brasileño emitió una decisión a favor de CEG y CEG Río en relación con
el reconocimiento del derecho de crédito relacionado con las cantidades indebidamente pagadas por la inclusión del
Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços de Transporte Interestadual
e Intermunicipal e de Comunicação (ICMS) en la base de cálculo del Programas de Integração Social (PIS) y la
Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS).
En consecuencia, Naturgy ha registrado un activo no corriente por importe de 85 millones de euros por la exclusión
del ICMS de la base fiscal con abono a una cuenta a pagar registrada en el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” del
Balance de situación consolidado (Nota 19) en base al entendimiento de que el crédito fiscal será traspasado a los
clientes finales a través de las revisiones tarifarias, si bien su desembolso no tendrá lugar en el corto plazo.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
67
En 2020, como consecuencia de la caída de la demanda de gas y electricidad, se hizo uso de los mecanismos de
flexibilidad con los que cuentan los contratos de aprovisionamiento que devengan derechos por los volúmenes no
entregados, registrados a 31 de diciembre de 2020 en el apartado “Otros deudores” por la parte no corriente, y
obligaciones de pago, registradas en el epígrafe de “Proveedores”.
Con carácter general, las facturaciones pendientes de cobro no devengan intereses, estando establecido su
vencimiento en un período medio de 23 días.
A 31 de diciembre de 2021, los saldos acumulados por las ventas de electricidad y gas pendientes de facturar se
incluyen el epígrafe de “Clientes” y ascienden a 1.785 millones de euros (1.002 millones de euros a 31 de diciembre
de 2020). Las previsiones de ventas pendientes de facturar incluyen el importe relativo al incremento del coste de la
materia prima recogido en la tarifa de último recurso de gas natural pendiente de repercutir en la tarifa, que asciende
a 36 millones de euros, como consecuencia de la diferencia entre el coste de la materia prima calculado conforme a
la metodología vigente y el que resulta de la aplicación del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre y que
será recuperable en trimestres posteriores en virtud del Real Decreto-ley 27/2021, de 23 de noviembre (Nota
2.4.23.).
El movimiento de la provisión por deterioro por pérdidas crediticias de deudores es el siguiente:
2021
2020
A 1 de enero
(775)
(785)
Dotación de deterioro por pérdidas crediticias
(99)
(194)
Bajas
81
96
Diferencias de conversión
(7)
49
Traspasos y otros (1)
—
59
A 31 de diciembre
(800)
(775)
(1) Incluye principalmente los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota 11).
Nota 11. Activos no corrientes y grupos enajenables de elementos
mantenidos para la venta y actividades interrumpidas
A 31 de diciembre de 2021 los activos no corrientes mantenidos para la venta corresponden al negocio de
distribución de gas en Perú, al valor de los activos de Marismas de la sociedad Naturgy Almacenamientos Andalucía,
S.A. y de Petroleum Oil & Gas España, S.A. y al valor neto contable de 14.450 puntos de suministro de GLP.
A 31 de diciembre de 2020 los activos no corrientes mantenidos para la venta, adicionalmente al negocio de
distribución de gas en Perú, correspondían al negocio de distribución de electricidad en Chile.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
68
Distribución de gas en Perú
Con fecha 27 de abril de 2020 la Junta General de Accionistas de Naturgy Perú S.A, filial de distribución de gas en
Perú, aprobó los estados financieros del ejercicio 2019, que arrojaban un patrimonio inferior a un tercio del capital
social, y a su vez, acordó no ampliar el capital, lo que implicó el inicio del procedimiento para la solicitud del
procedimiento concursal. En diciembre de 2020 se alcanzó un acuerdo con el Estado peruano en el cual ambas
partes coincidieron en dar por resuelto el contrato de concesión y consecuentemente decretar la caducidad de la
concesión de distribución del gas natural en las regiones de Arequipa, Tacna y Moquegua. Asimismo, se aprobó que el
Estado peruano asumía la operación de la concesión a partir del 18 de diciembre del 2020. En esta situación, se
preveía que la sociedad entrara en un proceso de liquidación que supondría la distribución del activo a sus
propietarios por lo que, de acuerdo a la NIIF 5, implicó su clasificación como “Activos y pasivos no corrientes
mantenidos para la venta”. En el momento del traspaso, los activos fueron valorados al valor razonable esperado de
la liquidación lo que no tuvo un impacto significativo en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Adicionalmente, al tratarse de una línea de negocio o un área geográfica de la explotación significativa y separada del
resto, se trató como una operación interrumpida por lo que todos los ingresos y gastos correspondientes a este
negocio del ejercicio 2021 y de 2020 (Nota 2.3.) se presentan en el epígrafe “Resultados del ejercicio procedentes de
operaciones interrumpidas después de impuestos”.
Distribución de electricidad en Chile
El 13 de noviembre de 2020 Naturgy alcanzó un acuerdo para vender su participación del 96,04% en Compañía
General de Electricidad S.A en Chile (CGE), sociedad que lleva a cabo el negocio de redes de electricidad en Chile, a
State Grid International Development Limited (SGID) por un precio total de compra (Equity value) de 2.570 millones
de euros, fijado en euros y pagadero en efectivo al cierre de la operación. Dado que este valor era superior al valor
contable no se registró impacto por la valoración conforme NIIF 5. El 26 de julio de 2021 se completó la venta de la
participación generado una plusvalía por importe de 64 millones de euros registrada en el epígrafe de “Resultado
procedente de operaciones interrumpidas” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (Nota 29).
Dado que Naturgy tenía el compromiso firme de vender dichos activos que estaban claramente identificados, el
proceso estaba en curso y se consideraba que su venta era altamente probable, los saldos contables de estos activos
y pasivos en noviembre de 2020 se traspasaron al epígrafe de “Activos no corrientes mantenidos para la venta” y
“Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta”, en aplicación de la NIIF 5 “Activos no
corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas”. Adicionalmente, se consideró que se trataba de
operaciones interrumpidas al ser unos componentes clasificados como mantenido para la venta que representaban
una línea de negocio o una área geográfica de la explotación significativa y separada del resto, presentando los
ingresos y gastos correspondientes a este negocio del ejercicio 2021 y de 2020 en el epígrafe “Resultados del
ejercicio procedentes de operaciones interrumpidas después de impuestos”.
Activos Marismas (Naturgy Almacenamientos Andalucía, S.A. y Petroleum Oil & Gas España, S.A.)
En noviembre de 2021 Naturgy ha alcanzado un acuerdo para vender el 100% de su participación en Naturgy
Almacenamientos Andalucía, S.A. sociedad que lleva a cabo la actividad regulada de almacenamiento subterráneo
de gas así como ciertos activos de Petroleum Oil & Gas España, S.A. localizados en Marismas (Huelva). Dicho acuerdo
se materializará una vez se cumplan determinadas condiciones suspensivas previsiblemente en el primer trimestre
de 2022.
Dado que Naturgy tiene el compromiso firme de vender dichos activos que están claramente identificados, el
proceso está en curso y se considera que su venta es altamente probable, los saldos contables de estos activos se
han traspasado al epígrafe de “Activos no corrientes mantenidos para la venta”, en aplicación de la NIIF 5 “Activos no
corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas”. En el momento del traspaso, los activos han sido
valorados al valor razonable determinado en base al precio de venta menos los costes de venta y, dado que este
valor es superior al valor contable, no se ha registrado impacto por la valoración conforme NIIF 5. Por otro lado, al no
representar una línea de negocio o una área geográfica de explotación significativa y separada del resto, no se ha
considerado como operaciones interrumpidas.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
69
Puntos de suministro de GLP
En diciembre de 2021 Naturgy ha alcanzado un acuerdo para vender 14.450 puntos de suministro de gas licuado del
petróleo (GLP) en España a Redexis. El acuerdo con Naturgy incluye además el traspaso de la actividad de la
sociedad Nedgia Balears, S.A., sociedad adjudicataria para la ejecución y explotación de las instalaciones de
distribución de gas natural en la isla de Menorca.
Dado que Naturgy tiene el compromiso firme de vender dichos activos que están claramente identificados, el
proceso está en curso y se considera que su venta es altamente probable, los saldos contables de estos activos se
han traspasado al epígrafe de “Activos no corrientes mantenidos para la venta”, en aplicación de la NIIF 5 “Activos no
corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas”. En el momento del traspaso, los activos han sido
valorados al valor razonable determinado en base al precio de venta menos los costes de venta lo que ha supuesto el
registro de una pérdida en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada por importe de 8 millones de euros que ha
sido registrada en el epígrafe de “Amortizaciones y pérdidas por deterioro de activos no financieros” (Nota 28). Por
otro lado, al no representar una línea de negocio o una área geográfica de explotación significativa y separada del
resto, no se ha considerado como operaciones interrumpidas.
Centrales del parque de generación por carbón en España
Adicionalmente, con fecha 30 de junio de 2020 las centrales del parque de generación por carbón en España de
Naturgy dejaron de funcionar por no existir un mecanismo de retribución que permitiese viabilizar las inversiones
necesarias para reducir emisiones y, por tanto, no cumplir con los nuevos límites de emisión aplicables. Dado que se
trataba de un grupo de activos que iba a ser abandonado, que formaba parte de un plan coordinado de cierre y que
representaba una línea de negocio significativa separada del resto conforme la NIIF 5 se consideró actividad
interrumpida presentando todos los ingresos y gastos correspondientes a este negocio del ejercicio 2020 en el
epígrafe de “Resultados del ejercicio procedentes de operaciones interrumpidas después de impuestos”.
El desglose por naturaleza de los activos clasificados como mantenidos para la venta y de los pasivos vinculados, a
31 de diciembre de 2021 y 2020, es el siguiente:
2021
Almacenamientos
Andalucía
Activos GLP
Nedgia
Distribución gas
Perú
Total
Inmovilizado intangible
—
—
—
—
Inmovilizado material
13
20
—
33
Activos por derechos de uso
—
—
—
—
Activos financieros no corrientes
—
—
—
—
Otros activos no corrientes
—
—
—
—
Activo por impuesto diferido
4
—
—
4
ACTIVO NO CORRIENTE
17
20
—
37
Existencias
—
—
—
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
3
—
—
3
Otros activos financieros corrientes
—
—
—
—
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
—
—
—
—
ACTIVO CORRIENTE
3
—
—
3
TOTAL ACTIVO
20
20
—
40
—
Subvenciones
—
—
—
—
Provisiones no corrientes
—
—
—
—
Pasivos financieros no corrientes
24
—
—
24
Pasivo por impuesto diferido
—
—
—
—
Otros pasivos no corrientes
—
—
—
—
PASIVO NO CORRIENTE
24
—
—
24
Pasivos financieros corrientes
—
—
—
—
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
1
—
1
2
Otros pasivos corrientes
—
—
—
—
PASIVO CORRIENTE
1
—
1
2
TOTAL PASIVO
25
—
1
26
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
70
2020
Distribución
eléctrica Chile
Distribución gas
Perú
Total
Inmovilizado intangible
1.233
—
1.233
Inmovilizado material
2.126
—
2.126
Activos por derechos de uso
9
—
9
Activos financieros no corrientes
55
—
55
Activo por impuesto diferido
155
—
155
ACTIVO NO CORRIENTE
3.937
—
3.937
Existencias
6
—
6
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
505
—
505
Otros activos financieros corrientes
2
—
2
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
385
—
385
ACTIVO CORRIENTE
898
—
898
TOTAL ACTIVO
4.835
—
4.835
—
Subvenciones
17
—
17
Provisiones no corrientes
66
—
66
Pasivos financieros no corrientes
1.516
—
1.516
Pasivo por impuesto diferido
288
—
288
Otros pasivos no corrientes
386
—
386
PASIVO NO CORRIENTE
2.273
—
2.273
Pasivos financieros corrientes
255
—
255
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
261
8
269
Otros pasivos corrientes
43
—
43
PASIVO CORRIENTE
559
8
567
TOTAL PASIVO
2.832
8
2.840
Los desgloses por naturaleza del epígrafe “Resultados del ejercicio procedentes de operaciones interrumpidas
después de impuestos” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada, correspondientes 2021 y 2020, son los
siguientes:
2021
Distribución
electricidad Chile
Distribución gas
Perú
Generación carbón
España
Total
Importe neto de la cifra de negocio
908
—
—
908
Aprovisionamientos
(687)
—
—
(687)
Otros ingresos de explotación
17
2
—
19
Gastos de personal
(34)
—
—
(34)
Otros gastos de explotación
(100)
—
—
(100)
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN
104
2
—
106
Deterioro pérdidas crediticias
(10)
—
—
(10)
Otros resultados
64
—
—
64
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN
158
2
—
160
Ingresos financieros
1
—
—
1
Gastos financieros
(36)
—
—
(36)
RESULTADO FINANCIERO
(35)
—
—
(35)
Resultado por puestas en participación
—
—
—
—
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS
123
2
—
125
Impuesto sobre beneficios
(8)
—
—
(8)
RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE
ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS
115
2
—
117
Atribuible:
Sociedad dominante
111
2
—
113
Participaciones no dominantes
4
—
—
4
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
71
2020
Distribución
electricidad Chile
Distribución gas
Perú
Generación carbón
España
Total
Importe neto de la cifra de negocio
1.918
6
71
1.995
Aprovisionamientos
(1.474)
(4)
(75)
(1.553)
Otros ingresos de explotación
22
—
1
23
Gastos de personal
(64)
(1)
(29)
(94)
Otros gastos de explotación
(162)
(2)
(18)
(182)
Resultado por enajenación de inmovilizado
2
—
—
2
Imputación de subvenciones de inmovilizado y otras
1
—
—
1
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN
243
(1)
(50)
192
Amortización de inmovilizado
(78)
(1)
—
(79)
Deterioro pérdidas crediticias
(47)
—
—
(47)
Otros resultados (1)
—
—
—
—
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN
118
(2)
(50)
66
Ingresos financieros
4
—
—
4
Gastos financieros
(75)
(1)
—
(76)
Diferencias de cambio
1
(1)
—
—
RESULTADO FINANCIERO
(70)
(2)
—
(72)
Resultado por puestas en participación
—
—
12
12
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS
48
(4)
(38)
6
Impuesto sobre beneficios
26
(8)
18
RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE
ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS
74
(12)
(38)
24
Atribuible:
Sociedad dominante
68
(12)
(38)
18
Participaciones no dominantes
6
—
—
6
El desglose del Resultado global total de esta actividad en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2021 y 31
de diciembre de 2020, es el siguiente:
2021
Distribución
electricidad
Chile
Distribución
gas Perú
Generación
carbón España
Total
Resultado consolidado del ejercicio
115
2
—
117
Otro resultado global reconocido directamente
en Patrimonio Neto:
Activos financieros a valor razonable con
cambio en otro resultado global
—
—
—
—
Diferencias de conversión
4
—
—
4
Transferencia a la cuenta de Pérdidas y
Ganancias:
Diferencias de conversión
335
—
—
335
Resultado global total del ejercicio
454
2
—
456
2020
Distribución
electricidad
Chile
Distribución
gas Perú
Generación
carbón España
Total
Resultado consolidado del ejercicio
74
(12)
(38)
24
Otro resultado global reconocido directamente
en Patrimonio Neto:
Activos financieros a valor razonable con
cambio en otro resultado global
—
—
—
—
Diferencias de conversión
(64)
—
—
(64)
Transferencia a la cuenta de Pérdidas y
Ganancias:
Diferencias de conversión
—
—
—
—
Resultado global total del ejercicio
10
(12)
(38)
(40)
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
72
Los flujos de efectivo de las operaciones interrumpidas incluidas en el Estado de Flujos de Efectivo consolidado son:
2021
Distribución
electricidad Chile
Distribución
gas Perú
Generación
carbón España
Total
Flujos de efectivo de las actividades de:
Explotación
57
—
—
57
Inversión
(81)
2
—
(79)
Financiación
(110)
—
—
(110)
2020
Distribución
electricidad
Chile
Distribución
gas Perú
Generación
carbón España
Total
Flujos de efectivo de las actividades de:
Explotación
167
(1)
(50)
116
Inversión
(139)
—
—
(139)
Financiación
273
(66)
—
207
Las transacciones entre las sociedades que integran los negocios que se han interrumpido con el resto de sociedades
del grupo no son significativas. En consecuencia, los flujos de efectivo intragrupo con la línea de negocio interrumpida,
no son significativos.
Nota 12. Existencias
El desglose de las existencias es el siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Gas natural y gas natural licuado
504
265
Carbón y fuel-oil
3
6
Combustible nuclear
52
53
Derechos de emisión de CO2
256
148
Materiales y otras existencias
63
47
Total
878
519
Naturgy mantiene a 31 de diciembre de 2021 unos compromisos de adquisición de existencias por importe de 31
millones de euros (35 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), que corresponden a combustible nuclear.
Las existencias de gas incluyen básicamente las existencias en los almacenamientos subterráneos, en tránsito
marítimo, en plantas y en gasoductos.
El importe acumulado a 31 de diciembre de 2021 correspondiente a deterioros de existencias asciende a 64 millones
de euros (67 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
73
Nota 13. Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
El detalle del epígrafe “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes” es el siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Tesorería
2.236
1.986
Otros activos líquidos equivalentes (España y Resto de Europa)
1.556
1.676
Otros activos líquidos equivalentes (Internacional)
173
265
Total
3.965
3.927
Las inversiones en “Otros activos líquidos equivalentes” tienen un vencimiento contractual inferior a 3 meses y
devengan un tipo de interés efectivo ponderado de 0,13% a 31 de diciembre de 2021 (0,37% a 31 de diciembre de
2020). Incluye inversiones financieras temporales en depósitos asociados a derechos de emisión de CO 2 con
vencimiento inferior a tres meses y rentabilidad asegurada.
A 31 de diciembre de 2021 y 2020 no existen colocaciones en deuda soberana ni existen restricciones por importe
significativo a la disposición de efectivo.
Todas las inversiones en “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes” se valoran a coste amortizado.
Nota 14. Patrimonio neto
Los principales componentes del Patrimonio neto se detallan en los siguientes apartados:
Capital social y Prima de emisión
Las variaciones durante los ejercicios 2021 y 2020 del número de acciones y las cuentas de Capital social y Prima de
emisión han sido las siguientes:
Número de acciones
Capital social
Prima de emisión
Total
01.01.2020
984.122.146
984
3.808
4.792
Reducción de capital
(14.508.345)
(14)
—
(14)
31.12.2020
969.613.801
970
3.808
4.778
Variación
—
—
—
—
31.12.2021
969.613.801
970
3.808
4.778
Todas las acciones emitidas están totalmente desembolsadas y con los mismos derechos políticos y económicos.
El 10 de agosto de 2020 se llevó a cabo una reducción de capital mediante la amortización de 14.508.345 acciones
propias de un euro de valor nominal cada una, representativas, aproximadamente, del 1,47% del capital social de la
Sociedad en el momento de la adopción del acuerdo de ejecución (ver apartado de Acciones propias en esta misma
Nota). Tras la reducción de capital el capital social quedó establecido en 970 millones de euros y estaba integrado
por 969.613.801 acciones de 1 euro de valor nominal cada una.
Durante el ejercicio 2021 no se han producido variaciones en el número de acciones ni en las cuentas de “Capital
social” y “Prima de emisión”.
El Consejo de Administración de la Sociedad y durante un plazo máximo de cinco años a partir del 20 de abril de
2017, está facultado para aumentar el capital social en la cantidad de 500.344.670 euros, mediante desembolso
dinerario, en una o varias veces, en la oportunidad y cuantía que el mismo decida, emitiendo acciones ordinarias,
privilegiadas o rescatables, con voto o sin voto, con prima o sin prima, sin necesidad de nueva autorización de la Junta
General, con la posibilidad de acordar en su caso la exclusión, total o parcial, del derecho de suscripción preferente
hasta el límite del 20% del capital social en el momento de la presente autorización, así como para modificar los
artículos de los Estatutos Sociales que sea preciso por el aumento o aumentos de capital que realice en virtud de la
indicada autorización, con previsión de suscripción incompleta, todo ello de conformidad con lo establecido en el
artículo 297.1.b) de la Ley de Sociedades de Capital.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
74
La Ley de Sociedades de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la “Prima de emisión” para ampliar
capital y no establece restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo.
Las participaciones más relevantes en el capital social de Naturgy Energy Group, S.A. a 31 de diciembre de 2021 y a
31 de diciembre de 2020, de acuerdo a la información pública disponible o a la comunicación realizada a la propia
Sociedad, son las siguientes:
Participación en el capital social %
2021
2020
- Fundación Bancaria Caixa d'Estalvis i Pensions de Barcelona,“la Caixa” (1)
26,7
24,8
- Global Infrastructure Partners III (2)
20,6
20,6
- CVC Capital Partners SICAV-FIS, S.A. (3)
20,7
20,7
- IFM Global Infrastructure Fund
12,2
—
- Sonatrach
4,1
4,1
(1)Participación a través de Criteria Caixa S.A.U.
(2)Global Infrastructure Partners III, cuyo gestor de inversión es Global Infrastructure Management LLC, ostenta indirectamente su participación a
través de GIP III Canary 1, S.à.r.l.
(3)A través de Rioja Acquisitions S.à.r.l.
La totalidad de las acciones de Naturgy Energy Group, S.A. están admitidas a cotización en las cuatro Bolsas Oficiales
españolas, cotizan en el mercado continuo y forman parte del Ibex35.
La cotización al fin del ejercicio 2021 de las acciones de Naturgy Energy Group, S.A. se situó en 28,63 euros (18,96
euros a 31 de diciembre de 2020).
Reservas y ganancias acumuladas
El epígrafe de Reservas incluye las siguientes reservas:
2021
2020
Reserva legal
200
200
Reserva estatutaria
100
100
Reserva por fondo de comercio
—
—
Reserva por capital amortizado
31
31
Otras reservas y ganancias acumuladas
4.426
6.149
Reserva voluntaria Naturgy Energy Group, S.A.
10.702
10.702
Otras reservas y ganancias acumuladas
(6.276)
(4.553)
4.757
6.480
Reserva legal
Por lo dispuesto en la Ley de Sociedades de Capital debe destinarse una cifra igual al 10% de los beneficios a dicha
reserva hasta que represente, como mínimo, el 20% del capital social. La reserva legal puede utilizarse para
aumentar el capital en la parte que supere el 10% del capital ya aumentado.
Salvo para la finalidad mencionada, y siempre que no supere el 20% del capital social, la reserva legal únicamente
puede utilizarse para compensar pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este
fin.
Reserva estatutaria
En virtud de los Estatutos Sociales de Naturgy Energy Group, S.A., el 2% del beneficio neto del ejercicio debe
asignarse a la reserva estatutaria hasta que ésta alcance, al menos, el 10% del capital social.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
75
Reserva por fondo de comercio
La Ley 22/2015, de Auditoría de Cuentas eliminó la obligación de dotar anualmente la reserva indisponible de al
menos por una cifra que represente el 5% del importe del fondo de comercio que aparezca en el activo del Balance
de situación, estableciendo que, en los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2016, la reserva por fondo de
comercio se reclasificaría a reservas voluntarias de la sociedad y sería disponible en el importe que superara el fondo
de comercio contabilizado en el activo del Balance de la sociedad dominante.
La Junta general ordinaria de accionistas de 26 de mayo de 2020 acordó el traspaso a la cuenta de reservas
voluntarias de la cantidad de 27 millones de euros proveniente de la cuenta de reserva de fondo de comercio. A 31
de diciembre de 2020 la Reserva por fondo de comercio ya se había reclasificado en su totalidad a reservas
voluntarias.
Reserva por capital amortizado
Tras la aprobación de la Junta general ordinaria de accionistas de 26 de mayo de 2020, en el ejercicio 2020 se realizó
una reducción de capital por amortización de acciones propias con la disminución de 14 millones de euros de capital
y 284 millones de reservas voluntarias.
Adicionalmente, en aplicación del artículo 335 c) de la Ley de Sociedades de capital, se constituyó una Reserva por
capital amortizado por un importe igual al valor nominal de las acciones amortizadas, con el carácter de indisponible.
El total acumulado de la Reserva por capital amortizado asciende a 31 millones de euros a 31 de diciembre de 2021
y 2020.
Otras reservas y ganancias acumuladas
Corresponde básicamente a reservas voluntarias por beneficios no distribuidos.
Remuneraciones basadas en acciones
En el marco del Plan Estratégico 2018-2022 el Consejo de Administración aprobó el 31 de julio de 2018 un plan de
incentivo variable a largo plazo (ILP) en el que participan el Presidente Ejecutivo y otros 25 directivos, cuyas
características son las que aprobó la Junta General de Accionistas de 5 de marzo de 2019.
El incentivo abarca el periodo del Plan estratégico 2018-2022, venciendo ordinariamente en julio de 2023 y está
directamente relacionado con la rentabilidad total obtenida por los accionistas de Naturgy Energy Group S.A. en el
periodo de referencia.
Se instrumenta mediante la adquisición de acciones de Naturgy Energy Group, S.A. por una sociedad participada que
puede generar un excedente. Dicho excedente, si lo hubiera, es el incentivo que se entregará a los partícipes. Al final
del plan esta sociedad obtendrá un resultado derivado del cobro de los dividendos atribuidos a sus acciones, variación
de la cotización de las acciones y otros ingresos y gastos, principalmente financieros. En ese momento venderá las
acciones necesarias para devolver todos los recursos recibidos para la adquisición de las acciones, y después de
saldar sus obligaciones distribuirá entre sus partícipes, en forma de acciones, el excedente si lo hubiera.
Solo se percibirá dicho excedente si se hubiese superado un umbral mínimo de rentabilidad que implica una
cotización de 19,15 euros en el momento de vencimiento del ILP y asumiendo que se reparten todos los dividendos
previstos en el Plan Estratégico 2018-2022.
En caso de abandonar la Compañía los beneficiarios sólo tendrán, en determinados supuestos, derecho al incentivo
que finalmente resulte en la parte proporcional de su permanencia respecto de la duración del plan.
El valor razonable de los instrumentos de patrimonio concedidos se ha determinado a la fecha de su concesión
utilizando un modelo de valoración de simulaciones de Monte Carlo basado en el precio de la acción a la fecha de la
concesión con las siguientes hipótesis:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
76
Volatilidad esperada del precio de la acción (1)
17,73%
Vida del plan (años)
5
Dividendos esperados
6,26%
Tipo de interés libre de riesgo
0,34%
(1) La volatilidad esperada se ha determinado en base a la volatilidad histórica del precio diario de las acciones del último año.
Como consecuencia de la periodificación de la estimación del valor razonable de los instrumentos de patrimonio
concedidos durante el período de vigencia del plan, se ha registrado en la Cuenta de pérdidas y ganancias
consolidada del ejercicio 2021 en el epígrafe de “Gastos de Personal” un importe de 4,2 millones de euros (4,5
millones en 2020) con abono al epígrafe de “Reservas” del Balance de Situación consolidado.
Por otra parte, ante los nuevos objetivos que plantea el Plan Estratégico 2021-2025 aprobado el 28 de julio de
2021, el Consejo de Administración de Naturgy ha decidido, a propuesta de la Comisión de Nombramientos,
Retribuciones y Gobierno Corporativo, la extensión temporal del actual ILP, con el fin de que contribuya a la
consecución del citado Plan estratégico. La entrada en vigor de la extensión temporal del ILP está condicionada a la
aprobación de la Junta de Accionistas de Naturgy.
Acciones propias
Los movimientos habidos durante los ejercicios 2021 y 2020 con acciones propias de Naturgy Energy Group, S.A. han
sido los siguientes:
Número de acciones
Importe (millones de
euros)
% Capital
01.01.2020
13.823.485
321
1,4
Plan de adquisición de acciones
470.000
8
—
Entrega empleados
(455.797)
(8)
—
Programa de recompra 2019
9.346.025
178
0,9
Reducción de Capital
(14.508.345)
(298)
(1,6)
31.12.2020
8.675.368
201
0,9
Plan de adquisición de acciones
127.453
3
—
31.12.2021
8.802.821
204
0,9
En los ejercicios 2021 y 2020 no se han producido resultados en las transacciones con acciones propias.
La Junta General de Accionistas de 5 de marzo de 2019 autorizó al Consejo de Administración para que, en un plazo
no superior a los cinco años, pueda adquirir a título oneroso, en una o varias veces, acciones de la sociedad que estén
totalmente desembolsadas, sin que nunca el valor nominal de las acciones adquiridas directa o indirectamente,
sumándose al de las que ya posean la Sociedad y sus filiales supere el 10% del capital suscrito, o cualquier otro que
legalmente se establezca. El precio o valor de contraprestación no podrá ser inferior al valor nominal de las acciones
ni superar el valor de cotización en Bolsa.
El precio mínimo y máximo de adquisición será el de cotización en el Mercado Continuo de las Bolsas de Valores
españolas con una oscilación en más o en menos de un 5%.
Las operaciones con acciones propias de Naturgy Energy Group, S.A. corresponden a:
Ejercicio 2021
–Plan de Adquisición de Acciones: En ejecución de los acuerdos adoptados por la Junta General de Accionistas de
Naturgy Energy Group, S.A. celebrada el 5 de marzo de 2019, dentro del Plan de Adquisición de Acciones
2020-2023, se ha puesto en marcha el correspondiente al del ejercicio 2021, dirigido a empleados de Naturgy
en España, que voluntariamente decidan acogerse al mismo. El Plan permite a sus participantes recibir parte de
su retribución en acciones de Naturgy Energy Group, S.A. con un límite máximo anual de 12.000 euros. Durante
el ejercicio 2021 se han adquirido 127.453 acciones propias por un importe de 3 millones de euros para su
entrega a los participantes de dicho Plan. La entrega de las acciones se realizará en el mes de enero de 2022.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
77
Ejercicio 2020
–Plan de Adquisición de Acciones: En ejecución de los acuerdos adoptados por la Junta General de Accionistas de
Naturgy Energy Group, S.A. celebrada el 5 de marzo de 2019, dentro del Plan de Adquisición de Acciones
2020-2023, se puso en marcha el correspondiente al del ejercicio 2020, dirigido a empleados de Naturgy en
España, que voluntariamente decidan acogerse al mismo. El Plan permite a sus participantes recibir parte de su
retribución en acciones de Naturgy Energy Group, S.A. con un límite máximo anual de 12.000 euros. Durante el
ejercicio 2020 se han adquirido 470.000 acciones propias por un importe de 8 millones de euros para su
entrega a los participantes de dicho Plan y se han entregado 455.797 acciones, existiendo un sobrante de
14.203 acciones. Adicionalmente, existe un sobrante adicional de 21.570 acciones del ejercicio 2019.
–Programa de recompra de acciones 2019: el Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. aprobó
un programa de recompra de acciones propias, publicado el 24 de julio de 2019, con una inversión máxima de
400 millones de euros hasta el 30 de junio de 2020, representativas de aproximadamente el 2,1% del capital
social, a la fecha de comunicación y que fue ratificado por la Junta General Ordinaria de Accionistas de 26 de
mayo de 2020 para ser amortizadas. Al 30 de junio de 2020 se habían adquirido, en virtud de este programa, un
total de 14.508.345 acciones propias a un precio medio de 20,6 euros por acción, lo que representa un coste
total de 299 millones de euros (5.162.320 acciones propias a un precio medio de 23,3 euros por acción, con un
coste total de 121 millones de euros a 31 de diciembre de 2019) y que han sido destinadas a reducir capital.
–Reducción de capital: El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. celebrado el 21 de julio de
2020 acordó ejecutar el acuerdo de reducción de capital aprobado por la Junta General Ordinaria de la
Sociedad celebrada con fecha 26 de mayo de 2020, en virtud de la cual se aprobó reducir el capital social de
Naturgy Energy Group, S.A. hasta el máximo de 21.465.000 euros, correspondientes a:
(a) las 465.000 acciones en autocartera que la Sociedad tenía a cierre de mercado del 24 de julio de 2019.
(b) las 21.000.000 de acciones adicionales, de un euro de valor nominal cada una, que se habían adquirido y se
podrían seguir adquiriendo para su amortización por la Sociedad en virtud del programa de recompra de
acciones propias (el “Programa de Recompra”), aprobado por la Sociedad al amparo del Reglamento (UE) nº
596/2014 sobre abuso de mercado y publicado como hecho relevante el 24 de julio de 2019 (número de
registro 280.517), cuya fecha límite de adquisición vencía el 30 de junio de 2020, inclusive.
En este sentido, en la medida en que Naturgy Energy Group, S.A. había adquirido a 30 de junio de 2020 un total
de 14.043.345 acciones en virtud del programa de recompra aprobado del apartado (b), el Consejo de
Administración fijó la cifra de la reducción de capital en 14 millones de euros (la “Reducción de Capital”) y
acordó proceder a dicha reducción. La Reducción de capital se llevó a cabo mediante la amortización de
14.508.345 acciones propias de un euro de valor nominal cada una, representativas, aproximadamente del 1,47
% del capital social de la Sociedad al momento de la adopción del acuerdo de ejecución. Tras la Reducción de
Capital el capital social quedó establecido en 970 millones de euros y está integrado por 969.613.801 acciones
de 1 Euro de valor nominal cada
A 31 de diciembre de 2021 y de 2020 adicionalmente incluye 8.639.595 acciones propias cuyo objetivo es la
cobertura de la potencial entrega de acciones derivada del incremento del valor de las acciones correspondientes al
plan de incentivo variable a largo plazo (ver apartado de Remuneraciones basadas en acciones de esta Nota).
Ganancias por acción
Las ganancias básicas por acción se calculan dividiendo el beneficio atribuible a Accionistas de la Sociedad
dominante entre el número medio ponderado de las acciones ordinarias en circulación durante el año:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
78
31.12.2021
31.12.2020
Beneficio atribuible a accionistas de la Sociedad dominante
1.214
(347)
Número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación
960.934.956
962.554.727
Ganancias por acción de las actividades continuadas (en euros):
- Básicas
1,14
(0,38)
- Diluidas
1,14
(0,38)
Ganancias por acción de las actividades interrumpidas (en euros):
- Básicas
0,12
0,02
- Diluidas
0,12
0,02
El número medio ponderado de acciones ordinarias utilizado en el cálculo de las ganancias por acción de los ejercicios
2021 y 2020 es el siguiente:
2021
2020
Número medio ponderado de acciones ordinarias
969.613.801
978.453.585
Número medio ponderado de acciones propias
(8.678.845)
(15.898.858)
Número medio ponderado de acciones en circulación
960.934.956
962.554.727
Las ganancias básicas por acción coinciden con las diluidas, dado que no han existido instrumentos que pudieran
convertirse en acciones ordinarias durante dichos ejercicios y al cierre del ejercicio 2021 no se cumplen las
condiciones para considerar en el cálculo de las ganancias diluidas las acciones correspondientes al incentivo
retributivo descrito en el apartado Remuneraciones basadas en acciones.
Dividendos
A continuación se detallan los pagos de dividendos efectuados durante los ejercicios 2021 y 2020:
31.12.2021
31.12.2020
% sobre
Nominal
Euros por
acción
Importe
% sobre
Nominal
Euros por
acción
Importe
Acciones ordinarias
133%
1,33
1.290
141%
1,41
1.370
Resto de acciones (sin voto, rescatables, etc.)
—
—
—
—
—
—
Dividendos totales pagados
133%
1,33
1.290
141%
1,41
1.370
a) Dividendos con cargo a resultados o remanente
133%
1,33
1.290
141%
1,41
1.370
b) Dividendos con cargo a reservas o prima de
emisión
—
—
—
—
—
—
c) Dividendos en especie
—
—
—
—
—
—
Adicionalmente, el importe de dividendos pagados a participaciones no dominantes en el ejercicio 2021 asciende a
417 millones de euros (432 millones de euros en 2020) (Ver el apartado “Participaciones no dominantes” de esta
Nota), con lo que los pagos por dividendos han ascendido a 1.707 millones de euros (1.802 millones de euros en
2020).
Ejercicio 2021
Con fecha 2 de febrero 2021, el Consejo de Administración aprobó la propuesta que elevó a la Junta General de
Accionistas de distribución del beneficio neto de la Sociedad dominante correspondiente al ejercicio 2020 y del
remanente de ejercicios anteriores, que fue la siguiente:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
79
BASE DE REPARTO
Resultado.....................................................................…. 98
Remanente..............................................................…..… 3.076
Base de reparto …........................................................ 3.174
DISTRIBUCIÓN:
A DIVIDENDO: cantidad, cuyo importe bruto agregado será igual a la suma de las siguientes cantidades (el
“Dividendo”):
i. 785 millones euros (“el Dividendo a Cuenta Total”), correspondientes a los dos dividendos a cuenta del ejercicio
2020 abonados por Naturgy Energy Group,S.A., equivalentes conjuntamente a 0,810 euros por acción por el número
de acciones que no tenían la condición de autocartera directa en las fechas correspondientes según fue aprobado por
el Consejo de Administración conforme a los estados contables provisionales formulados y de acuerdo con los
requisitos legales exigidos, que ponían de manifiesto la existencia de liquidez suficiente para la distribución de dichos
dividendos a cuenta del resultado correspondientes al ejercicio 2020 y,
ii. La cantidad que resulte de multiplicar 0,63 euros por acción por el número de acciones que no tengan la condición
de autocartera directa en la fecha en que se determinen los titulares inscritos con derecho a percibir el dividendo
complementario (el “Dividendo complementario”).
La propuesta de dividendo complementario se hizo en coherencia con los compromisos del anterior Plan Estratégico,
reafirmados en las presentaciones al mercado durante el año en 2020. Si bien, la compañía al suspender el programa
de recompra de acciones ha mostrado cautela ante las incertidumbres surgidas durante 2020.
De dicho Dividendo, ya se había abonado la cantidad de 785 millones euros los días 29 de julio y 11 de noviembre de
2020. El abono del Dividendo Complementario se efectuará en la cantidad por acción indicada más arriba a través de
las entidades participantes en la Sociedad de Gestión de los Sistemas de Registro, Compensación y Liquidación de
Valores, S.A.U. (Iberclear). El citado dividendo se hará efectivo a los accionistas a partir del próximo día 16 de marzo
2021.
A REMANENTE: Importe determinable que resultará de restar a la Base de reparto el importe destinado a Dividendo.
TOTAL DISTRIBUIDO …......................................................... 3.174
Esta propuesta de aplicación del resultado y del remanente de ejercicios anteriores formulada por el Consejo de
Administración para su aprobación por la Junta General de Accionistas incluía el pago complementario de 0,63 euros
por cada acción con derecho a percibirlo y que se encuentre en circulación en la fecha de propuesta de pago, el 16 de
marzo de 2021.
Finalmente, la Junta General de Accionistas celebrada el 9 de marzo de 2021 aprobó el dividendo complementario
de 0,63 euros por acción, para aquellas acciones que no tengan la condición de autocartera directa en la fecha en que
se lleve a cabo el reparto y que fue pagado íntegramente en efectivo el 17 de marzo de 2021.
Tras la liquidación del dividendo complementario, el importe destinado a Remanente ha ascendido a 1.778 millones
de euros.
El Consejo de Administración de la Sociedad aprobó, en su reunión del 27 de julio de 2021, distribuir un dividendo a
cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2021 de 0,30 euros por acción, para aquellas acciones que no tengan
la condición de autocartera directa en la fecha en que se lleve a cabo el reparto, pagado el 4 de agosto de 2021.
La Sociedad contaba, a la fecha de aprobación del dividendo a cuenta, con la liquidez necesaria para proceder a su
pago de acuerdo con lo establecido en la Ley de Sociedades de Capital. El estado contable de liquidez provisional a
30 de junio de 2021 formulado por los Administradores el 27 de julio de 2021 es el siguiente:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
80
Resultado después de impuestos
468
Reservas a dotar
—
Cantidad máxima distribuible
468
Previsión de pago máximo del dividendo a cuenta (1)
291
Liquidez de tesorería
2.341
Líneas de crédito no dispuestas
5.460
Liquidez total
7.801
(1) Importe considerando el total de acciones emitidas
El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. acordó, en su reunión del 3 de noviembre de 2021,
distribuir un segundo dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2021 de 0,40 euros pagado el día 15
de noviembre de 2021 a las acciones que no tuvieran la condición de autocartera directa en la fecha en que se lleve a
cabo el reparto .
La Sociedad contaba, a la fecha de aprobación del dividendo a cuenta, con la liquidez necesaria para proceder a su
pago de acuerdo con lo establecido en la Ley de Sociedades de Capital. El estado contable de liquidez provisional a
30 de septiembre de 2021 formulado por los Administradores el 2 de noviembre de 2021 fue el siguiente:
Resultado después de impuestos
705
Reservas a dotar
0
Cantidad máxima distribuible
705
Dividendo a cuenta resultado 2021
291
Previsión de pago máximo del dividendo a cuenta (1)
388
Liquidez de tesorería
1.942
Líneas de crédito no dispuestas
5.465
Liquidez total
7.407
(1) Importe considerando el total de acciones emitidas
Con fecha 3 de febrero 2022, el Consejo de Administración aprueba la propuesta que elevará a la Junta General de
Accionistas de distribución del beneficio neto de la Sociedad correspondiente al ejercicio 2021 y del remanente de
ejercicios anteriores, que es la siguiente:
BASE DE REPARTO
Resultado..................................................................... 1.706
Remanente..............................................................…. 1.778
Base de reparto …..................................................... 3.484
DISTRIBUCIÓN:
A DIVIDENDO: cantidad, cuyo importe bruto agregado será igual a la suma de las siguientes cantidades (el
“Dividendo”):
i. 679 millones euros (“el Dividendo a Cuenta Total”), correspondientes a los dos dividendos a cuenta del
ejercicio 2021 abonados por Naturgy Energy Group,S.A., equivalentes conjuntamente a 0,70 euros por
acción por el número de acciones que no tenían la condición de autocartera directa en las fechas
correspondientes según fue aprobado por el Consejo de Administración conforme a los estados contables
provisionales formulados y de acuerdo con los requisitos legales exigidos, que ponían de manifiesto la
existencia de liquidez suficiente para la distribución de dichos dividendos a cuenta del resultado
correspondientes al ejercicio 2021 y,
ii. La cantidad que resulte de multiplicar 0,50 euros por acción por el número de acciones que no tengan la
condición de autocartera directa en la fecha en que se determinen los titulares inscritos con derecho a
percibir el dividendo complementario (el “Dividendo complementario”).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
81
De dicho Dividendo, ya se ha abonado la cantidad de 679 millones euros los días 4 de agosto y 15 de
noviembre de 2021. El abono del Dividendo Complementario se efectuará en la cantidad por acción indicada
más arriba a través de las entidades participantes en la Sociedad de Gestión de los Sistemas de Registro,
Compensación y Liquidación de Valores, S.A.U. (Iberclear). El citado dividendo se hará efectivo a los
accionistas a partir del próximo día 22 de marzo 2022.
Se faculta al efecto al Consejo de Administración, con expresa facultad de sustitución en el consejero o
consejeros que estime pertinente, para que pueda realizar todas las actuaciones necesarias o convenientes
para llevar a cabo el reparto y, en particular, con carácter indicativo y no limitativo, designar a la entidad que
deba actuar como agente de pago.
A REMANENTE: Importe determinable que resultará de restar a la Base de reparto el importe destinado a Dividendo.
TOTAL DISTRIBUIDO …......................................................... 3.484
Esta propuesta de aplicación del resultado y del remanente de ejercicios anteriores formulada por el Consejo de
Administración para su aprobación por la Junta General de Accionistas incluye el pago complementario de 0,50
euros por cada acción con derecho a percibirlo y que se encuentre en circulación en la fecha de propuesta de pago, el
22 de marzo de 2022. En este sentido, en caso de que en el momento de la distribución del tercer y último pago del
dividendo 2021 propuesto (0,50 euros por acción) se mantuviera el mismo número de acciones propias que al cierre
de 2021 (163.226 acciones, ver apartado Acciones propias), el importe aplicado a remanente sería de 2.320
millones de euros.
Ejercicio 2020
El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. en su reunión de 4 de febrero de 2020 acordó la
propuesta de aplicación del resultado que figura en la Nota 15 de la memoria de las cuentas anuales consolidadas
correspondientes al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2019. A raíz de la declaración de estado de alarma y
con el objetivo de preservar la seguridad y salud de todos los accionistas, empleados y colaboradores, la compañía
decidió aplazar la Junta General de Accionistas prevista para el día 17 de marzo de 2020.
Para evitar que dicho aplazamiento afectara negativamente a sus accionistas y en especial a los más de 70.000
accionistas minoritarios, el Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. acordó, en su reunión del 16 de
marzo de 2020, distribuir un tercer dividendo a cuenta con cargo a los resultados del 2019 de 0,593 euros por
acción, para aquellas acciones que no tuvieran la condición de autocartera directa en la fecha en que se lleve a cabo
el reparto, pagado el 25 de marzo de 2020.
Posteriormente, la Junta General de Accionistas celebrada el 26 de mayo de 2020 aprobó el dividendo
complementario de 0,010 euros por acción, para aquellas acciones que no tengan la condición de autocartera directa
en la fecha en que se lleve a cabo el reparto y que fue pagado íntegramente en efectivo el 3 de junio de 2020. Tras la
liquidación del dividendo complementario, el importe destinado a Remanente ascendió a 3.076 millones de euros.
El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. en su reunión del 21 de julio de 2020, acordó distribuir
un primer dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2020 de 0,31 euros por acción, para aquellas
acciones que no tengan la condición de autocartera directa en la fecha en que se lleve a cabo el reparto, pagadero el
29 de julio de 2020.
Finalmente, el Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. aprobó, en su reunión del 27 de octubre de
2020, distribuir un segundo dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2020 de 0,50 euros por
acción, para aquellas acciones que no tengan la condición de autocartera directa en la fecha en que se lleve a cabo el
reparto, pagadero el 11 de noviembre de 2020.
La evolución del resultado de Naturgy Energy Group, S.A. en el último trimestre del ejercicio 2020, motivado
básicamente por los deterioros de participaciones en empresas del grupo, hizo que al cierre del ejercicio 2020 éste
resultara insuficiente para poder realizar la aplicación del dividendo a cuenta, por lo que el Consejo de Administración
propuso a la Junta General de Accionistas su compensación con remanente de ejercicios anteriores.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
82
Otros componentes de patrimonio
A continuación se detalla el movimiento de Otros componentes de patrimonio:
Activos
financieros a
valor
razonable
Operaciones
de
cobertura
Efecto
fiscal
Total reservas
por revaluación
de activos y
pasivos
Diferencias
de
conversión
Total
31.12.2019
(447)
362
(58)
(143)
(1.111)
(1.254)
Variación de valor
(4)
242
(39)
199
(450)
(251)
Imputación a resultados
—
(439)
47
(392)
—
(392)
Otros
—
—
—
—
—
—
31.12.2020
(451)
165
(50)
(336)
(1.561)
(1.897)
Variación de valor
(17)
(3.966)
735
(3.248)
(11)
(3.259)
Imputación a resultados
—
1.022
(178)
844
335
1.179
Otros
—
—
—
—
—
—
31.12.2021
(468)
(2.779)
507
(2.740)
(1.237)
(3.977)
En el epígrafe de “Diferencias de conversión” se incluyen las diferencias de cambio descritas en la Nota 2.4.2. como
consecuencia de la variación del tipo de cambio del euro con respecto a las principales divisas de las sociedades
extranjeras de Naturgy. Adicionalmente, se incluye en este epígrafe el efecto de la reexpresión de los estados
financieros de sociedades en economías hiperinflacionarias.
Participaciones no dominantes
Participaciones no
dominantes
Saldo a 01.01.2020
3.425
Resultado global total del ejercicio
202
Distribución de dividendos
(340)
Pagos por remuneraciones otros instrumentos de patrimonio
(58)
Otras variaciones
8
Saldo a 31.12.2020
3.237
Resultado global total del ejercicio
273
Distribución de dividendos
(371)
Pagos por remuneraciones otros instrumentos de patrimonio
(58)
Baja participación no dominante por venta Chile electricidad
(98)
Otras variaciones
1
Saldo a 31.12.2021
2.984
La principal variación del ejercicio 2021 corresponde a la baja de la participación no dominante del negocio de redes
electricidad en Chile debido a su venta en julio de 2021 (Nota 11).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
83
Los detalles correspondientes a las participaciones no dominantes más significativas son los siguientes:
2021
2020
Sociedad
Patrimonio
neto
atribuido
Resultado
consolidado
del ejercicio
Dividendos y
otras
remuneraciones
Patrimonio
neto
atribuido
Resultado
consolidado
del ejercicio
Dividendos y
otras
remuneraciones
Metrogas, S.A.
425
23
30
484
24
25
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro, S.A.
82
33
46
95
26
7
Fuerza y Energía de Tuxpan S.A. de C.V.
101
14
20
100
11
—
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.
99
8
3
95
5
—
Ecoelectrica L.P.
72
16
—
72
15
19
Europe Maghreb Pipeline, Ltd.
7
32
39
13
41
65
Gas Natural Mexico, S.A. de C.V.
74
11
22
83
14
24
Ceg Río, S.A.
36
10
3
29
8
6
Aprovisionadora global de energía, S.A.
28
7
11
31
13
24
Nedgia Catalunya, S.A.
145
41
—
169
43
—
Nedgia Madrid, S.A.
39
16
—
50
16
—
Otras sociedades (1)
264
72
196
404
41
170
Subtotal
1.372
283
370
1.625
257
340
Acciones preferentes
110
1
1
110
1
1
Obligaciones perpetuas subordinadas
1.502
58
58
1.502
58
58
Otros instrumentos de patrimonio
1.612
59
59
1.612
59
59
Total
2.984
342
429
3.237
316
399
(1) 2021, incluye dividendos devengados por importe de 119 millones de euros distribuidos por la sociedad Holding Negocios de Gas, S.A. (53 millones
en 2020), adicionalmente en 2020 incluía 24 millones de euros de Global Power Generation, S.A..
El importe de dividendos pagados a participaciones no dominantes en el ejercicio 2021 asciende a 417 millones de
euros (432 millones de euros en 2020).
La información financiera correspondiente a las participaciones no dominantes más significativas es la siguiente
(importes al 100%).
31 de diciembre 2021
31 de diciembre 2020
Sociedad
Activos
totales
Pasivo no
corriente
Pasivo
corriente
Activos
totales
Pasivo no
corriente
Pasivo
corriente
Metrogas, S.A.
1.705
(620)
(75)
1.934
(685)
(101)
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro,
S.A.
619
(218)
(214)
569
(206)
(148)
Fuerza y Energía de Tuxpan S.A. de C.V.
640
(144)
(38)
999
(123)
(67)
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.
1.223
(632)
(257)
1.186
(319)
(571)
Ecoelectrica L.P.
273
(7)
(5)
260
(7)
(3)
Europe Maghreb Pipeline, Ltd.
30
—
(1)
58
—
(1)
Gas Natural Mexico, S.A. de CV
697
(357)
(85)
601
(201)
(202)
Ceg Río, S.A.
254
(77)
(84)
187
(64)
(49)
Aprovisionadora global de energía, S.A.
152
(48)
(48)
135
(48)
(25)
Nedgia Catalunya, S.A.
1.006
(109)
(122)
1.146
(112)
(139)
Nedgia Madrid, S.A.
307
(41)
(53)
386
(42)
(74)
En el Anexo I. se incluye el detalle de sociedades participadas por Naturgy indicando su actividad y porcentaje de
participación de control y patrimonial.
En el análisis realizado para determinar que Naturgy ejerce el control sobre las entidades consolidadas no han surgido
supuestos que hayan requerido de un juicio complejo para su determinación, dado que Naturgy tiene derecho a
rendimientos variables procedentes de su implicación en la participada y tiene capacidad de influir en esos
rendimientos a través de su poder en la participada, habiéndose basado en la representación de Naturgy en el
Consejo de Administración de la filial y la participación en las decisiones significativas. Por otro lado, en términos
generales, no existen restricciones significativas, tales como derechos protectivos, sobre la capacidad de Naturgy
para acceder a los activos o utilizarlos, así como para liquidar sus pasivos.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
84
Obligaciones perpetuas subordinadas
Naturgy Finance, B.V, ha realizado las siguientes emisiones de obligaciones subordinadas perpetuas por un importe
agregado de 1.500 millones de euros:
Emisión
Nominal vivo
Opción de amortización anticipada
Cupón
nov. 2014 (1)
500
2022
4,125%
abr. 2015
500
2024
3,375%
nov. 2021
500
2027
2,374%
(1) Nominal emitido 1.000 millones de euros
En el mes de noviembre de 2021 Naturgy realizó una emisión de obligaciones perpetuas subordinadas por un importe
de 500 millones de euros, amortizable a elección del emisor a partir de febrero de 2027 y con una rentabilidad anual
del 2,374%. Como parte de la operación, se efectuó una recompra por importe de 500 millones de euros de las
obligaciones perpetuas subordinadas amortizables a partir de noviembre de 2022. El precio de recompra fue del
104,211% y se determinó sobre la base del rendimiento de la compra hasta la primera fecha de compra opcional
sobre la base de una fecha de liquidación del 24 de noviembre de 2021. El diferencial entre el precio de recompra y el
valor contable recomprado junto con los costes asociados a la recompra, han sido registrados en el epígrafe de
“Reservas” del Patrimonio neto consolidado y han ascendido a 25 millones de euros.
Los intereses devengados por estas obligaciones no son exigibles, sino que son acumulativos, si bien Naturgy debe
hacer frente a su pago en caso de que reparta dividendos o decida ejercer la opción de cancelación anticipada.
Aunque estas obligaciones no tienen establecido vencimiento contractual alguno, Naturgy Finance, B.V. tiene la
opción de amortizarlas anticipadamente en la fecha de opción de amortización anticipada y posteriormente, en cada
fecha de pago del interés.
Naturgy reconoce el efectivo recibido en el epígrafe “Participaciones no dominantes” incluido dentro del patrimonio
neto del Balance de situación consolidado, por considerar que las emisiones no cumplen las condiciones establecidas
para su consideración como pasivo financiero, dado que Naturgy Finance, B.V. no mantiene el compromiso
contractual de entrega de efectivo u otro activo financiero, ni una obligación de intercambio de activos o pasivos
financieros, estando las circunstancias que le obligan a ello enteramente a discreción de Naturgy Finance, B.V.
Los intereses devengados en 2021 y 2020 ascienden a 58 millones de euros y se han registrado en el epígrafe de
“Participaciones no dominantes” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada de 2021 y 2020.
Acciones preferentes
Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. realizó en el ejercicio 2005 una emisión de acciones preferentes por importe
nominal de 750 millones de euros, de los que en el ejercicio 2015 se recompraron en efectivo 640 millones de euros,
quedando en circulación el resto.
Los dividendos son variables y no acumulativos: devengando un interés de Euríbor a tres meses más un diferencial del
1,65%. El dividendo se paga por trimestres naturales vencidos, condicionado a la existencia de beneficio distribuible
de Naturgy, (considerando como tal el menor entre el beneficio neto declarado de Naturgy y el beneficio neto de
Naturgy Energy Group, S.A. como garante) y al pago de dividendo por parte de Naturgy Energy Group, S.A. Asimismo,
Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. tiene opción, pero no obligación, de abonar a los titulares de las acciones
preferentes una remuneración en especie mediante el incremento del valor nominal de las mismas.
Las acciones son perpetuas, con opción para el emisor de amortizarlas a su valor nominal.
Naturgy reconoció el efectivo recibido en el epígrafe “Participaciones no dominantes” incluido dentro del patrimonio
neto del Balance de situación consolidado, por considerar que la emisión no cumplían las condiciones establecidas
para su consideración como pasivo financiero, dado que Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. no mantiene el compromiso
contractual de entrega de efectivo u otro activo financiero, ni una obligación de intercambio de activos o pasivos
financieros, estando las circunstancias que le obligan a ello enteramente a discreción de Unión Fenosa Preferentes,
S.A.U.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
85
Nota 15. Ingresos diferidos
El detalle y los movimientos producidos en este epígrafe durante los ejercicios 2021 y 2020 han sido los siguientes:
Subvenciones de
capital
Ingresos por
acometidas
Otros
Total
01.01.2020
129
678
91
898
Importe recibido
—
46
5
51
Aplicaciones a resultados
(11)
(31)
(8)
(50)
Diferencias de conversión (1)
(1)
(4)
(1)
(6)
Traspasos y otros (2)
(15)
(5)
(2)
(22)
31.12.2020
102
684
85
871
Importe recibido
1
52
8
61
Aplicaciones a resultados
(5)
(34)
(10)
(49)
Diferencias de conversión (1)
—
3
—
3
Traspasos y otros
4
—
(1)
3
31.12.2021
102
705
82
889
(1) Otros incluye impacto hiperinflación de Argentina.
(2) Incluye principalmente los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota 11).
En este epígrafe se incluyen básicamente:
–Las subvenciones de capital recibidas, correspondientes principalmente a los Convenios con Comunidades
Autónomas u otras entidades para la gasificación o electrificación de municipios y otras inversiones gasistas o
eléctricas, para las que Naturgy ha cumplido todas las condiciones establecidas y que se valoran por el importe
concedido (Nota 2.4.16.).
–Ingresos recibidos para la construcción de instalaciones de conexión a la red de distribución de gas o
electricidad (acometidas), que se registran por el efectivo recibido, así como cesiones recibidas de dichas
instalaciones, que se registran por su valor razonable (Nota 2.4.16.).
Nota 16. Provisiones
El detalle de las provisiones a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es:
31.12.2021
31.12.2020
Provisiones por obligaciones con el personal
430
473
Otras provisiones
716
579
Provisiones no corrientes
1.146
1.052
Provisiones corrientes
589
246
Total
1.735
1.298
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
86
Provisiones por obligaciones con el personal
A continuación se incluye un desglose de las Provisiones relativas a las obligaciones con el personal:
2021
2020
Pensiones y
otras
obligaciones
similares
Otras
obligaciones
con el
personal
Total
Pensiones y
otras
obligaciones
similares
Otras
obligaciones
con el
personal
Total
A 1 de enero
459
14
473
525
12
537
Dotaciones/reversiones con cargo a
resultados
14
5
19
21
4
25
Pagos en el ejercicio
(14)
—
(14)
(23)
(2)
(25)
Diferencias de conversión
1
—
1
(21)
—
(21)
Variaciones reconocidas directamente en
patrimonio
(47)
—
(47)
(6)
—
(6)
Traspasos y otras aplicaciones (1)
(2)
—
(2)
(37)
—
(37)
A 31 de diciembre
411
19
430
459
14
473
(1)2020 incluye principalmente los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta
clasificación (Nota 11).
Pensiones y otras obligaciones similares
El desglose de las provisiones por pensiones por país es el siguiente:
Desglose por país
31.12.2021
31.12.2020
01.01.2020
España (1)
346
398
404
Brasil (2)
43
39
62
Chile (3)
4
7
44
México (4)
14
13
13
Resto
4
2
2
Total
411
459
525
(1) Planes de pensiones y Otras prestaciones posteriores a la relación laboral en España
La mayor parte de los compromisos post-empleo de Naturgy en España consisten en la aportación de cantidades
definidas a planes de pensiones del sistema de empleo. No obstante, a 31 de diciembre de 2021 y 31 de diciembre
de 2020, Naturgy tenía en vigor los siguientes compromisos de prestación definida para determinados colectivos:
–Pensiones a pensionistas jubilados, personas discapacitadas, viudas y huérfanos pertenecientes a
determinados colectivos.
–Compromisos de pago de complementos de pensiones de prestación definida con el personal pasivo del
antiguo grupo Unión Fenosa jubilado con anterioridad a noviembre de 2002 y una parte residual del personal
activo.
–Cobertura de jubilación y fallecimiento a favor de determinados empleados.
–Subsidio de gas para personal activo y pasivo.
–Energía eléctrica para el personal activo y pasivo.
–Compromisos con empleados jubilados anticipadamente hasta que alcancen la edad de jubilación y planes
de jubilación anticipada.
–Complementos salariales y cotizaciones a la seguridad social para un colectivo de prejubilados hasta el
momento de acceso a la jubilación ordinaria.
–Asistencia sanitaria y otras prestaciones.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
87
(2) Planes de pensiones y Otras prestaciones posteriores a la relación laboral en Brasil
A 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020, Naturgy tiene en vigor las siguientes prestaciones para
determinados empleados en Brasil:
–Plan de prestaciones definidas posteriores a la relación laboral, con cobertura para la jubilación, fallecimiento
durante el trabajo y pensiones por discapacidad y cantidades globales.
–Plan de asistencia sanitaria posterior a la finalización de la relación laboral.
–Otros planes de prestaciones definidas posteriores a la relación laboral que garantiza pensiones temporales,
pensiones de vida y cantidades globales dependiendo de los años de servicio.
(3) Planes de pensiones y Otras prestaciones posteriores a la relación laboral en Chile
A 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020 Naturgy tiene en vigor las siguientes prestaciones para
determinados empleados en Chile:
–Indemnización por cese de la relación laboral para determinados empleados con motivo de su jubilación, cese, o
fallecimiento, calculado en función de la antigüedad del trabajador en la empresa.
–Premios de antigüedad que se satisfacen en el momento de cumplir 5, 10, 15, 20, 25 y 30 años de servicio.
(4) Planes de pensiones y Otras prestaciones posteriores a la relación laboral en México
A 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020, Naturgy tiene en vigor las siguientes prestaciones para
determinados empleados en México:
–Prima de antigüedad pagadera tras 15 años de servicio
–Indemnización por cese de la relación laboral para empleados, sin el requisito de servicio, pagadero en caso
fallecimiento durante el trabajo, discapacidad y despido.
–Indemnización por cese de la relación laboral equivalente a 3 meses de sueldo más 20 días de salario por año de
servicio.
–Compensación adicional solo en caso de retiro equivalente a un 1% del salario base por años de servicio.
El detalle de las provisiones para pensiones y obligaciones similares, desglosado por países, reconocidas en el Balance
de situación consolidado, así como el movimiento del valor actual de las obligaciones y del valor razonable de los
activos del plan es el siguiente:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
88
2021
2020
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Valor actual de las obligaciones
A 1 de enero
1.068
111
7
15
1.111
167
44
15
Coste del servicio del ejercicio
5
—
—
1
5
—
4
1
Coste de intereses
5
7
—
1
10
8
1
1
Variaciones reconocidas en patrimonio
(65)
(5)
(1)
1
6
(7)
1
(1)
Beneficios pagados
(57)
(8)
(1)
—
(64)
(8)
(5)
—
Diferencias de conversión
—
1
(1)
—
—
(49)
(1)
(1)
Traspasos y otros
—
—
—
(2)
—
—
(37)
—
A 31 de diciembre
956
106
4
16
1.068
111
7
15
Valor razonable activos del plan
A 1 de enero
670
72
—
2
707
105
—
2
Rendimiento esperado
2
5
—
—
5
5
—
—
Aportaciones
—
2
—
—
4
—
—
—
Variaciones reconocidas en patrimonio
(16)
(8)
—
—
6
(1)
—
—
Prestaciones pagadas
(46)
(8)
—
—
(52)
(6)
—
—
Diferencias de conversión
—
—
—
—
—
(31)
—
—
Traspasos y otros
—
—
—
—
—
—
—
—
A 31 de diciembre
610
63
—
2
670
72
—
2
Provisiones para pensiones y
obligaciones similares
346
43
4
14
398
39
7
13
Las cantidades reconocidas en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada para todos los planes de prestación
definida mencionados anteriormente son las siguientes:
2021
2020
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Coste de servicio del ejercicio
5
—
—
1
5
—
4
1
Coste por servicios pasados
—
—
—
—
—
—
—
—
Coste de intereses
5
7
—
1
10
8
1
1
Rendimiento esperado de los activos del
plan
(2)
(5)
—
—
(5)
(5)
—
—
Cargo total en Cuenta de pérdidas y
ganancias
8
2
—
2
10
3
5
2
Las prestaciones a pagar, en función de la duración de los compromisos anteriores, son las siguientes:
2021
2020
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
De 1 a 5 años
—
—
—
—
—
—
—
—
De 5 a 10 años
23
43
4
3
26
39
5
2
Más de 10 años
323
—
—
11
372
—
2
11
Provisiones para pensiones
346
43
4
14
398
39
7
13
y obligaciones similares
La duración media ponderada de las obligaciones por prestaciones definidas es la siguiente:
2021
2020
Años
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Duración media ponderada compromisos
por pensiones
12,1
9,4
8,1
15,7
12,4
9,4
9,2
17,4
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
89
El movimiento en el pasivo reconocido en el Balance de situación consolidado es el siguiente:
2021
2020
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
A 1 de Enero
398
39
7
13
404
62
44
13
Dotación a pérdidas y ganancias
8
2
—
2
10
3
5
2
Contribuciones pagadas
(11)
(2)
(1)
—
(16)
(2)
(5)
—
Variaciones reconocidas en patrimonio
(49)
3
(1)
1
—
(6)
1
(1)
Traspasos
—
—
—
—
—
—
—
—
Diferencias de conversión
—
1
(1)
—
—
(18)
(1)
(1)
Otros
—
—
—
(2)
—
—
—
—
Combinación de negocios
—
—
—
—
—
—
—
—
Traspaso a mantenida para la venta
—
—
(37)
—
A 31 de Diciembre
346
43
4
14
398
39
7
13
El importe acumulado de las ganancias y pérdidas actuariales reconocidas directamente en patrimonio es negativo
en 159 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (España: 74 millones de euros en negativo, Brasil: 67 millones
de euros en negativo, Chile: 13 millones de euros en negativo y México: 5 millones de euros en negativo). A 31 de
diciembre de 2020 el importe acumulado era negativo en 193 millones de euros (España: 111 millones de euros en
negativo, Brasil: 65 millones de euros en negativo, Chile: 13 millones de euros en negativo y México: 4 millones de
euros en negativo).
La variación reconocida en el patrimonio se corresponde con las pérdidas y ganancias actuariales que se deben,
fundamentalmente, a variaciones en:
2021
2020
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Hipótesis financieras
(60)
(21)
(1)
—
54
7
—
(1)
Hipótesis demográficas
44
—
—
—
(6)
(5)
—
—
Experiencia
(33)
18
—
2
(48)
—
1
—
Limitación de activos
—
6
—
—
—
(8)
—
—
A 31 de Diciembre
(49)
3
(1)
2
—
(6)
1
(1)
Las principales categorías de los activos del plan, expresadas en porcentaje sobre el valor razonable total de los
activos son las siguientes:
2021
2020
% sobre total
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Títulos
—%
15%
—%
—%
—%
18%
—%
—%
Bonos
100%
79%
—%
100%
100%
76%
—%
100%
Inmuebles y otros activos
—%
6%
—%
—%
—%
6%
—%
—%
El rendimiento real sobre los activos del plan durante el ejercicio 2021, correspondiente a España y Brasil, ha sido de
7 millones de euros (10 millones de euros en 2020).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
90
Las hipótesis actuariales han sido las siguientes:
31.12.2021
31.12.2020
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Tipo de descuento (1)
0,0 a 1,28%
9,07%
3,13%
8% - 8,25%
0,0 a 0,78%
6,56%
0,30%
7,25%
Rendimiento esperado activos plan (1)
0,0 a 1,28%
9,07%
0,00
8,00%
0,0 a 0,78%
6,56%
0,00
7,25%
Incrementos futuros en salario (1)
2,00%
4,43%
2,00%
5,50%
2,00%
4,23%
2,00%
5,50%
Incrementos futuros en pensión (1)
2,00%
3,40%
n/a
5,00%
2,00%
3,20%
n/a
3,40%
Tipo de inflación (1)
2,00%
3,40%
4,90%
4,00%
2,00%
3,20%
2,80%
4,00%
Tabla de mortalidad
PER2020
Col 1r orden
AT-2000
RV-2014
EMSSA
2009
PERMF
2020
AT-2000
RV-2014
EMSSA
2009
Esperanza de vida:
Hombre
Jubilado en el ejercicio actual
24,64
20,95
19,39
22,85
23,5
20,5
18,6
22,8
Jubilado dentro de 20 años
45,59
38,44
36,95
40,04
43,8
38
36
39,9
Mujer
Jubilado en ejercicio actual
28,37
23,52
24,05
25,24
27,3
23,1
23,2
25,2
Jubilado dentro de 20 años
49,82
41,94
42,77
45,09
48,3
41,5
41,8
45
(1) Anual
Estas hipótesis son aplicables a todos los compromisos de forma homogénea con independencia del origen de sus
convenios colectivos.
Los tipos de interés para el descuento de las obligaciones post empleo son aplicados en función de los plazos de cada
compromiso y la curva de referencia es calculada a partir de los tipos observables de bonos corporativos de alta
calidad crediticia (AA), emitidos en la zona euro.
El importe de las prestaciones a pagar y las estimaciones de las contribuciones a realizar para el ejercicio 2022 en
millones de euros son:
Prestaciones
Contribuciones
España
Brasil
Chile
México
España
Brasil
Chile
México
Post-empleo
45
9
—
—
18
—
—
—
Post-empleo médicas
—
—
—
—
3
3
—
—
A 31 de Diciembre
45
9
—
—
21
3
—
—
El siguiente cuadro recoge el efecto de una variación de un 1% en el tipo de inflación, de un 1% en la tasa de
descuento y de un 1% en el coste de la asistencia sanitaria sobre las provisiones y costes actuariales:
Inflación
Descuento
+1%
Asistencia
sanitaria +1%
1%
Valor actual de las obligaciones
73
(114)
9
Valor razonable activos del plan
27
(52)
—
Limitacion al activo
—
5
—
Provisión para pensiones
46
(57)
9
Coste de servicio del ejercicio
1
(1)
—
Coste de intereses
2
8
—
Rendimiento esperado de los activos del plan
—
4
—
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
91
Otras obligaciones con el personal
En el marco del Plan Estratégico 2018-2022, se implementó un nuevo plan de incentivos a largo plazo para los
directivos de Naturgy no incluidos en el plan mencionado en la Nota 14, cuya finalidad es la de alinear los intereses
de los accionistas, la materialización del Plan Estratégico y la retribución variable plurianual de los directivos. Este
programa sustituye al sistema anterior, denominado PREMP y está vinculado a la rentabilidad total ganada por el
accionariado durante el periodo de vigencia del Plan Estratégico, generando su derecho de cobro una vez aprobadas
las Cuentas anuales del ejercicio 2022 por la Junta General y que será cobrado en efectivo. A 31 de diciembre de
2021, la provisión por este compromiso asciende a 19 millones de euros (14 millones de euros a 31 de diciembre de
2020).
Otras provisiones corrientes y no corrientes
El movimiento de las provisiones corrientes y no corrientes es el siguiente:
Provisiones no corrientes
Provisiones
corrientes
Total
Por costes de
cierre de
instalaciones
Otras provisiones
Total
01.01.2020
387
245
632
291
923
Dotaciones / reversiones con cargo a
resultados:
– Dotaciones por actualización financiera
4
4
8
—
8
– Dotaciones con cargo a otros resultados
6
25
31
165
196
– Reversiones
—
(3)
(3)
—
(3)
Dotaciones / reversiones con cargo a
inmovilizado
48
—
48
—
48
Pagos
(5)
(12)
(17)
(208)
(225)
Diferencias de conversión
—
(19)
(19)
(9)
(28)
Traspasos y otros (1)
(57)
(44)
(101)
7
(94)
31.12.2020
383
196
579
246
825
Dotaciones / reversiones con cargo a
resultados:
– Dotaciones por actualización financiera
3
—
3
—
3
– Dotaciones con cargo a otros resultados
—
57
57
560
617
– Reversiones
—
(7)
(7)
—
(7)
Dotaciones / reversiones con cargo a
inmovilizado
132
—
132
—
132
Pagos
(9)
(24)
(33)
(256)
(289)
Combinación de negocios
—
3
3
12
15
Diferencias de conversión
1
4
5
5
10
Traspasos y otros (1)
(9)
(14)
(23)
22
(1)
31.12.2021
501
215
716
589
1.305
(1) En 2020 incluye el traspaso a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota 11).
En el epígrafe de “Provisiones por costes de cierre de instalaciones” se incluyen las provisiones para hacer frente a
obligaciones derivadas del desmantelamiento, restauración y otros costes relacionados con las instalaciones,
básicamente de generación eléctrica.
Durante el ejercicio 2021, Naturgy ha registrado provisiones por costes de cierre de instalaciones renovables por un
importe de 132 millones de euros. Como consecuencia de la elaboración del Nuevo Plan Estratégico 2021-2025,
Naturgy asume el compromiso de ser un actor clave en la transición energética revisando su Política Global de
Medioambiente y reforzando los compromisos asumidos, entre los que destaca la protección de la biodiversidad y la
preservación de los ecosistemas. En este sentido, con la revisión de dicha Política, Naturgy ha asumido frente a
terceros el compromiso de desmantelamiento de dichas instalaciones renovables registrando las correspondientes
provisiones.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
92
En el epígrafe de “Otras provisiones” se incluyen las provisiones constituidas para hacer frente a obligaciones
derivadas principalmente de reclamaciones fiscales, litigios y arbitrajes, seguros y otras responsabilidades. En el año
se han producido dotaciones por la evolución de ciertas reclamaciones civiles, administrativas y fiscales existentes en
varias sociedades del Grupo.
En el epígrafe de “Provisiones corrientes” se incluye, principalmente, la estimación de emisiones de CO 2 del ejercicio
por importe de 258 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (148 millones de euros en 2020).
Tal y como se indica en la Nota 2.4.19., un contrato de carácter oneroso es aquél cuyos costes inevitables de cumplir
con las obligaciones que conlleva, exceden a los beneficios económicos que se esperan recibir del mismo. A estos
efectos se consideran costes inevitables del contrato el importe menor entre el coste de cumplir sus cláusulas y la
cuantía de las compensaciones o sanciones que se deriven de su incumplimiento. Al 31 de diciembre de 2021, como
consecuencia del incremento en el coste del gas previsto para 2022 derivado de la evolución del escenario
energético y su impacto en las revisiones de precio de los contratos de aprovisionamientos suscritos, Naturgy ha
registrado costes de desistimiento por contratos onerosos de ventas de gas a clientes por importe de 234 millones
de euros (Nota 26). A 31 de diciembre de 2020 no se había considerado necesario dotar ninguna provisión por
contratos onerosos.
La estimación de las fechas de pago de las obligaciones no corrientes provisionadas en este epígrafe es de 353
millones de euros entre uno y cinco años (298 millones de euros a 31 de diciembre de 2020), 147 millones de euros
entre cinco y diez años (155 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) y 215 millones de euros a más de diez
años (126 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Nota 17. Pasivos financieros
La composición de la deuda financiera a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es la siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Emisiones de obligaciones y otros valores negociables
8.014
8.206
Deuda financiera con entidades de crédito
5.702
5.293
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)
70
142
Pasivos por arrendamiento (Nota 2.4.21)
1.325
1.325
Otros pasivos financieros
3
2
Deuda financiera no corriente
15.114
14.968
Emisiones de obligaciones y otros valores negociables
572
1.035
Deuda financiera con entidades de crédito
884
1.278
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)
37
38
Pasivos por arrendamiento (Nota 2.4.21)
196
212
Otros pasivos financieros
9
8
Deuda financiera corriente
1.698
2.571
Total
16.812
17.539
La clasificación de los pasivos financieros registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de
diciembre de 2020, es la siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Pasivos financieros
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados
activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Nivel 1 (precio
cotización en
mercados
activos)
Nivel 2
(variables
observables)
Nivel 3
(variables no
observables)
Total
Valor razonable con
cambios a resultados
—
—
—
—
—
—
—
—
Derivados de cobertura
—
107
—
107
—
180
—
180
Total
—
107
—
107
—
180
—
180
El resto de pasivos financieros se valoran a coste amortizado.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
93
El valor contable y el valor razonable de la deuda financiera no corriente es el siguiente:
Valor contable
Valor razonable
31.12.2021
31.12.2020
31.12.2021
31.12.2020
Emisión de obligaciones y otros valores negociables
8.014
8.206
8.572
9.010
Deuda Financiera con entidades de crédito y otros
pasivos financieros
5.705
5.295
5.739
5.355
Las emisiones de obligaciones y otros valores negociables cotizan de manera que su valor razonable se estima de
acuerdo a su cotización (Nivel 1). De la deuda financiera con entidades de crédito y otros pasivos financieros se
determina el valor razonable de las deudas con tipos de interés fijos que se estima sobre la base de los flujos de caja
descontados sobre los plazos restantes de dicha deuda. Los tipos de descuento se determinaron sobre los tipos de
mercado disponibles a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020 sobre deuda financiera con
características de vencimiento y crédito similares. Estas valoraciones están basadas en la cotización de instrumentos
financieros similares en un mercado activo o en datos observables de un mercado activo (Nivel 2).
Las siguientes tablas describen la deuda financiera por instrumento a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre
de 2020 y su calendario de vencimientos, considerando el impacto de la cobertura de los derivados.
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Total
y siguientes
31.12.2021
Emisión de obligaciones y otros valores negociables
Fija
563
651
1.123
1.310
1.723
3.044
8.414
Variable
9
6
128
3
3
23
172
Bancos institucionales y otras entidades financieras
Fija
101
80
91
91
91
870
1.324
Variable
161
29
18
17
3
24
252
Pasivos por arrendamiento
Fija
196
127
126
105
115
852
1.521
Variable
—
—
—
—
—
—
—
Bancos comerciales y otros pasivos financieros
Fija
321
427
350
207
1.111
205
2.621
Variable
347
495
674
271
676
45
2.508
Total fija
1.181
1.285
1.690
1.713
3.040
4.971
13.880
Total variable
517
530
820
291
682
92
2.932
Total
1.698
1.815
2.510
2.004
3.722
5.063
16.812
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
94
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Total
y siguientes
31.12.2020
Emisión de obligaciones y otros valores negociables
Fija
947
461
642
1.102
1.301
4.660
9.113
Variable
88
2
3
3
3
29
128
Bancos institucionales y otras entidades financieras
Fija
108
117
91
91
91
961
1.459
Variable
142
79
38
17
17
23
316
Pasivos por arrendamiento
Fija
213
130
252
72
78
792
1.537
Variable
—
—
—
—
—
—
—
Bancos comerciales y otros pasivos financieros
Fija
451
299
426
144
824
237
2.381
Variable
622
1.038
357
14
519
55
2.605
Total fija
1.719
1.007
1.411
1.409
2.294
6.650
14.490
Total variable
852
1.119
398
34
539
107
3.049
Total
2.571
2.126
1.809
1.443
2.833
6.757
17.539
En el caso de no considerar el impacto de los derivados en la deuda financiera, la deuda financiera a tipo fijo
ascendería a 11.114 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (11.858 millones de euros a 31 de diciembre de
2020) y a tipo variable a 5.591 millones de euros a 31 de diciembre de 2021 (5.321 millones de euros a 31 de
diciembre de 2020).
Las siguientes tablas describen la deuda financiera bruta nominada por monedas a 31 de diciembre de 2021 y a 31
de diciembre de 2020 y su calendario de vencimientos, considerando el impacto de la cobertura de los derivados:
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Total
y siguientes
31.12.2021
Deuda denominada en euros
1.145
1.410
1.894
1.564
1.934
3.976
11.923
Deuda denominada en moneda extranjera:
Dólar estadounidense
303
105
320
282
1.258
917
3.185
Peso chileno
52
132
68
21
126
—
399
Peso mexicano
53
90
129
121
154
114
661
Real brasileño
125
66
88
5
5
50
339
Dólar australiano
13
10
11
11
245
6
296
Peso argentino
7
2
—
—
—
—
9
Total
1.698
1.815
2.510
2.004
3.722
5.063
16.812
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Total
y siguientes
31.12.2020
Deuda denominada en euros
1.317
1.496
1.535
1.291
1.526
5.827
12.292
Deuda denominada en moneda extranjera:
Dólar estadounidense
729
195
92
136
1.043
654
2.849
Peso chileno
92
106
109
9
—
131
447
Peso mexicano
172
161
22
2
260
8
625
Real brasileño
77
142
51
5
4
51
330
Dólar australiano
183
26
—
—
—
86
295
Peso argentino
—
—
—
—
—
—
—
Total
2.571
2.126
1.809
1.443
2.833
6.757
17.539
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
95
La deuda financiera en euros ha soportado en el ejercicio 2021 un tipo de interés efectivo medio del 1,70% (1,78%
en el ejercicio 2020) y la deuda financiera en moneda extranjera ha soportado un tipo de interés efectivo medio en el
ejercicio 2021 del 5,01% (5,14% en el ejercicio 2020), incluyendo los instrumentos derivados asignados a cada
transacción.
A 31 de diciembre de 2021, Naturgy tiene líneas de crédito por una cantidad total de 5.542 millones de euros (5.797
millones de euros a 31 de diciembre de 2020), de las cuales 5.459 millones de euros no están dispuestas (5.548
millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Existen deudas financieras con entidades de crédito por importe de 3.944 millones de euros (3.516 millones de euros
a 31 de diciembre de 2020) y bonos emitidos por 46 millones de euros que se encuentran sujetos al cumplimiento de
determinados ratios financieros.
La mayor parte de la deuda financiera viva incluye una cláusula relativa al cambio de control, ya sea por adquisición
de más del 50% de las acciones con voto o por obtener el derecho a nombrar la mayoría de miembros del Consejo de
Naturgy Energy Group, S.A. Dichas cláusulas están sujetas a condiciones adicionales, de modo que su activación
depende de la simultaneidad de algunos de los siguientes eventos: la reducción importante de la calificación
crediticia o rating provocada por el cambio de control, o la pérdida del grado de inversión por las agencias
calificadoras; la incapacidad de cumplir las obligaciones financieras del contrato; un perjuicio material para el
acreedor, o un cambio material adverso en la solvencia. Estas cláusulas suponen el reembolso de la deuda dispuesta
si bien suelen contar con un plazo mayor al concedido en los supuestos de resolución anticipada.
En concreto, los bonos emitidos, en volumen de 8.110 millones de euros (8.941 millones de euros a 31 de diciembre
de 2020), como es habitual en el euromercado, serían susceptibles de vencimiento anticipado siempre que ese
cambio de control provocara una caída superior a dos escalones o dos “full notches” en al menos dos de las tres
calificaciones que tuviera y todas las calificaciones cayesen por debajo de “investment grade” y siempre que la
Agencia Calificadora expresase que la reducción de la calificación crediticia viene motivada por el cambio de control.
Asimismo existen préstamos por un importe de 1.536 millones de euros que podrían ser objeto de reembolso
anticipado en caso de cambio de control (1.764 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). La mayoría de ese
importe está ligado a financiaciones de infraestructuras con fondos del Banco Europeo de Inversiones que requieren
además del evento del cambio de control una reducción del rating y cuentan con plazos especiales de reembolso de
la deuda más extensos a los de los supuestos de resolución anticipada.
A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, Naturgy no se encuentra en situación de
incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación
de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros.
Naturgy está en el proceso de optimización continua de la financiación asignada a cada una de las unidades de
negocios para aumentar la visibilidad en las cuentas, su autonomía financiera y obtener financiación en la misma
moneda donde se originan los flujos de caja, con el objetivo de obtener mayor flexibilidad.
A continuación se describen los instrumentos de financiación más relevantes:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
96
Emisión de obligaciones y otros valores negociables
En el ejercicio 2021 y en el ejercicio 2020 la evolución de las emisiones de los valores representativos de la deuda ha
sido el siguiente:
A
1.1.2021
Emisiones
Recompras o
reembolsos
Ajustes por tipo
de cambio y otros
A
31.12.2021
Emitidos en un estado miembro de la Unión
Europea que han requerido el registro de un
folleto informativo
8.738
280
(1.111)
32
7.939
Emitidos en un estado miembro de la Unión
Europea que no han requerido el registro de un
folleto informativo
—
—
—
—
—
Emitidos fuera de un estado miembro de la
Unión Europea
503
220
(94)
18
647
Total
9.241
500
(1.205)
50
8.586
A
1.1.2020
Emisiones
Recompras o
reembolsos
Ajustes por tipo de
cambio y otros (1)
A
31.12.2020
Emitidos en un estado miembro de la Unión
Europea que han requerido el registro de un
folleto informativo
8.542
2.050
(1.834)
(20)
8.738
Emitidos en un estado miembro de la Unión
Europea que no han requerido el registro de un
folleto informativo
—
—
—
—
—
Emitidos fuera de un estado miembro de la
Unión Europea
1.238
136
(8)
(863)
503
Total
9.780
2.186
(1.842)
(883)
9.241
(1) Incluye principalmente los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fech a en la que se aplica esta clasificación (Nota 11).
El detalle de las características más relevantes de los principales programas de emisión de obligaciones y otros
valores negociables de Naturgy, sin considerar el impacto de los intereses devengados y no pagados, es el siguiente:
31.12.2021
Programa/Sociedad
País
Año
formalización
Moneda
Límite
Programa
Nominal
Dispuesto
Disponible
Emisiones
año
Programa Euro Commercial Paper (ECP)
Naturgy Finance B.V.
Holanda
2010
Euros
1.000
—
1.000
280
Programa European Medium Term Notes (EMTN)
Naturgy Capital Markets, S.A.
Holanda/
1999
Euros
12.000
8.110
3.890
—
y Naturgy Finance B.V.
España
Obligaciones Negociables y Certificados Bursátiles
Guimarania I solar SPE Ltda
Brasil
2020
Real brasileño
9
9
—
—
Guimarania II Solar II SPE Ltda
Sobral I Solar Energia SPE Ltda.
Brasil
2018
Real brasileño
18
18
—
—
Sertao I Solar Energia SPE Ltda
Brasil
2018
Real brasileño
18
18
—
—
Naturgy México S.A. de C.V.
México
2011
Pesos mexicanos
462
346
116
220
Naturgy BAN, S.A.
Argentina
2015
Pesos argentinos
74
—
74
—
Grupo CGE
Chile
2015
Pesos chilenos
151
151
—
—
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
97
31.12.2020
Programa/Sociedad
País
Año
formalización
Moneda
Límite
Programa
Nominal
Dispuesto
Disponible
Emisiones
año
Programa Euro Commercial Paper (ECP)
Naturgy Finance B.V.
Holanda
2010
Euros
1.000
—
1.000
900
Programa European Medium Term Notes (EMTN)
Naturgy Capital Markets, S.A.
Holanda/
1.999
Euros
12.000
8.941
3.059
1.150
y Naturgy Finance B.V.
España
Obligaciones Negociables y Certificados Bursátiles
Guimarania I solar SPE Ltda
Brasil
2020
Real brasileño
7
7
—
7
Guimarania II Solar II SPE Ltda
Sobral I Solar Energia SPE Ltda.
Brasil
2018
Real brasileño
18
18
—
—
Sertao I Solar Energia SPE Ltda
Brasil
2018
Real brasileño
18
18
—
—
Naturgy México S.A. de C.V.
México
2011
Pesos mexicanos
471
196
275
—
Naturgy BAN, S.A.
Argentina
2015
Pesos argentinos
74
—
74
—
Grupo CGE
Chile
2015
Pesos chilenos
165
165
—
—
El detalle del saldo nominal emitido bajo el programa EMTN es el siguiente:
Emisión
Nominal dispuesto
Vencimiento
Cupón (%)
31.12.2021
31.12.2020
Noviembre 2009
—
555
2021
5,13
Enero 2013
396
396
2023
3,88
Abril 2013
454
454
2022
3,88
Julio 2013 (1)
101
101
2023
3,97
Octubre 2013
—
276
2021
3,50
Marzo 2014
412
412
2024
2,88
Mayo 2014
154
154
2023
2,63
Enero 2015
401
401
2025
1,38
Abril 2016
600
600
2026
1,25
Enero 2017
1.000
1.000
2027
1,38
Abril 2017
742
742
2024
1,13
Octubre 2017
300
300
2029
1,88
Noviembre 2017
800
800
2025
0,88
Enero 2018
850
850
2028
1,50
Noviembre 2019
900
900
2029
0,75
Abril 2020
1.000
1.000
2026
1,25
Total
8.110
8.941
(1) El valor nominal es de 800 millones de coronas noruegas.
Ejercicio 2021
Durante el 2021, no se han realizado emisiones bajo dicho programa.
Asimismo, durante el 2021 han llegado a vencimiento dos bonos por importe total de 831 millones de euros y cupón
medio de 4,58%.
Durante el 2021, se realizaron emisiones bajo el programa de Euro Commercial Paper (ECP) por un importe total de
280 millones de euros (900 millones de euros durante el 2020), no habiendo emisiones vivas ni a 31 de diciembre de
2021 ni a 31 de diciembre de 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
98
Ejercicio 2020
Las emisiones realizadas durante el 2020 bajo dicho programa fueron las siguientes:
Emisión
Valor Nominal
Vencimiento
Cupón (%)
Abril 2020
1.000
2026
1,250
Mayo 2020(*)
150
2029
0,750
(*) Ampliación emisión Noviembre 2019
Asimismo, durante el 2020 llegaron a vencimiento dos bonos por importe total de 934 millones de euros y cupón
medio de 5,07%.
Durante el 2020, se realizaron emisiones bajo el programa de Euro Commercial Paper (ECP) por un importe total de
900 millones de euros (4.444 millones de euros en el 2019), no habiendo emisiones vivas ni a 31 de diciembre de
2020 ni a 31 de diciembre de 2019.
Deuda financiera con entidades de crédito
Deuda con entidades de crédito en Europa (bancos comerciales / institucionales)
A 31 de diciembre de 2021, la deuda financiera con entidades de crédito (bancos comerciales) incluye préstamos
bancarios por un importe de 2.852 millones de euros.
El grupo continúa trabajando en reforzar su perfil financiero. En esta línea, durante el ejercicio 2021 se han realizado
operaciones de financiación y refinanciación con entidades de crédito por 4.661 millones de euros que corresponden
principalmente a:
–Refinanciación de la línea de crédito sindicada, no dispuesta, incrementando el límite desde los 1.750 millones
de euros hasta los 2.000 millones de euros, con un vencimiento a 3 años (con opción de prórroga hasta el 2026)
a tipo Euribor +0,30% y con métrica ESG en el cálculo del precio. Adicionalmente, se han renegociado líneas de
crédito revolving por importe de 983 millones de euros. Esta refinanciación no ha supuesto una modificación
sustancial de las condiciones de financiación de acuerdo a NIIF 9 sin impacto significativo en la Cuenta de
pérdidas y ganancias consolidada.
–Global Power Generation (GPG) ha obtenido una extensión de su préstamo sindicado de 1.400 millones de
dólares por un año adicional, de forma que tras la extensión, 1.400 millones de dólares vencen en junio de 2026
y los 100 millones de dólares restantes en junio de 2025. De acuerdo con las condiciones del contrato, GPG ha
incrementado la cobertura de tipo de interés mediante la formalización de dos swaps “forward starting”. La
extensión no ha supuesto una modificación sustancial de las condiciones de financiación de acuerdo a NIIF 9 sin
impacto significativo en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada.
Adicionalmente, por lo que se refiere a la deuda financiera con entidades de crédito institucionales, el Banco Europeo
de Inversiones (BEI) mantiene otorgada financiación a Naturgy que a 31 de diciembre de 2021 se encuentra
totalmente dispuesta, por importe de 1.336 millones de euros con vencimientos entre el 2022 y el 2037 (1.564
millones de euros dispuestos a 31 de diciembre de 2020). Por otro lado, se mantiene un préstamo con el Instituto de
Crédito Oficial (ICO) por un importe total de 160 millones de euros con vencimiento máximo en 2029 (180 millones
de euros a 31 de diciembre 2020).
Naturgy tiene además un perfil de vencimiento de la deuda y una posición de balance cómodos, así como flexibilidad
en capex y opex para transitar por el escenario económico actual.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
99
Deuda con entidades de crédito en Latinoamérica (bancos comerciales / institucionales)
A 31 de diciembre de 2021, la deuda en Latinoamérica ascendió a 1.902 millones de euros (2.043 millones de euros
a 31 de diciembre 2020) con diversas entidades financieras. El desglose geográfico de estas deudas es el siguiente:
País
31.12.2021
31.12.2020
Chile
562
349
Panamá
754
754
Brasil
290
283
México
287
657
Otros
9
—
1.902
2.043
El total de la deuda con entidades de crédito de Latinoamérica a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de
2020 corresponde a financiación con bancos comerciales.
Deudas con entidades de crédito en otros países (bancos comerciales / institucionales)
A 31 de diciembre de 2021, la deuda con entidades de crédito de otros países asciende a 265 millones de euros
pertenecientes básicamente a Australia.
Pasivos por arrendamiento
Los principales pasivos reconocidos a 31 de diciembre de 2021 y a 31 de diciembre de 2020 en este epígrafe por
arrendamientos financieros son los siguientes:
–Buques en régimen de arrendamiento financiero según el siguiente detalle:
Año adquisición
Capacidad (m 3)
Duración (años)
Vencimiento
Opción de ampliación
2003
138.000
20
2023
—
2003
138.000
20
2023
—
2009
138.000
25
2029
5 años
2014
173.000
18
2032
—
2016
176.300
20
2036
—
2016
176.300
20
2036
—
2018
176.000
20
2037
—
2018
176.000
20
2037
—
2021 (1)
138.000
25
2029
5 años
(1) Adquirido en la combinación de negocios de UF Gas (Nota 32).
–Así mismo los arrendamientos de fletes a medio plazo de buques de transporte de gas, en aplicación de la NIIF
16, están considerados también como arrendamientos financieros.
–Otros pasivos financieros de relevancia asociados a contratos de arrendamiento, que corresponden con los
arrendamientos de edificios de oficinas y con los arrendamientos de los terrenos de uso energético ligados a las
instalaciones de generación. (Nota 7).
La actividad de Naturgy como arrendador en contratos que califiquen como arrendamientos financieros es poco
relevante, destacando los derechos de cobro comerciales por la cesión del derecho de uso de instalaciones de gas y
electricidad.
La Deuda por contratos de arrendamiento financiero ha soportado a 31 de diciembre de 2021 un tipo de interés
efectivo medio del 6,3% (6,8% a 31 diciembre de 2020).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
100
Nota 18. Gestión del riesgo e Instrumentos financieros derivados
La gestión del riesgo
Naturgy cuenta con una serie de normas, procedimientos y sistemas orientados a la identificación, medición y gestión
de las diferentes categorías de riesgo que definen los siguientes principios básicos de actuación:
–Garantizar que los riesgos más relevantes sean correctamente identificados, evaluados y gestionados.
–Segregación a nivel operativo de las funciones de gestión del riesgo.
–Asegurar que el nivel de exposición al riesgo asumido por Naturgy en el desarrollo de sus negocios sea
congruente con el perfil global de riesgo objetivo y con la consecución de los objetivos anuales y estratégicos.
–Asegurar la adecuada determinación y revisión del perfil de riesgo por parte del Comité de Riesgos, proponiendo
límites globales por categoría de riesgo, y su asignación entre las Unidades de Negocio.
Riesgo de tipo de interés
Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos financieros que
devengan un tipo de interés fijo, así como los flujos de efectivo de los activos y pasivos financieros referenciados a un
tipo de interés variable, por lo que afectan tanto al patrimonio como al resultado respectivamente.
El objetivo de la gestión del riesgo de tipos de interés es mantener un equilibrio entre la deuda variable y fija que
permita reducir los costes de la deuda financiera dentro de los parámetros de riesgo establecidos.
Naturgy utiliza permutas financieras para gestionar su exposición a fluctuaciones en los tipos de interés cambiando
deuda a interés variable por deuda a tipo fijo.
La estructura de deuda a 31 de diciembre de 2021 y 2020 (Nota 17), una vez consideradas las coberturas a través
de los derivados contratados, es la siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Tipo de interés fijo
13.880
14.490
Tipo de interés variable
2.932
3.049
Total
16.812
17.539
La tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones del Euribor, el Libor y los tipos referenciados
de México, Brasil, Argentina y Chile.
La sensibilidad del resultado y del patrimonio (Otros componentes de patrimonio) a la variación de los tipos de interés
es la siguiente:
Incremento/descenso en el
tipo de interés (puntos
básicos)
Efecto en el resultado
antes de impuestos
Efecto en el patrimonio
antes de impuestos
2021
+50
(15)
78
-50
15
(78)
2020
+50
(15)
63
-50
15
(63)
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
101
Riesgo de tipo de cambio
Las variaciones de los tipos de cambio pueden afectar al valor razonable de:
–Contravalor de los flujos de efectivo asociados a compraventa de gas y otras materias primas denominados
en moneda distinta a la moneda local o funcional.
–Deuda denominada en monedas distintas a la moneda local o funcional.
–Operaciones e inversiones en monedas diferentes del euro, por lo que respecta al contravalor del patrimonio
neto aportado y resultados.
Para mitigar estos riesgos Naturgy financia, en la medida de lo posible, sus inversiones en moneda local. Asimismo,
intenta hacer coincidir, siempre que sea posible, los costes e ingresos referenciados en una misma divisa, así como los
importes y vencimiento de activos y pasivos que se derivan de las operaciones denominadas en divisas diferentes del
euro.
Para las posiciones abiertas los riesgos en monedas que no sean la moneda funcional son gestionados, de
considerarse necesario, mediante la contratación de permutas financieras y seguros de cambio dentro de los límites
aprobados de instrumentos de cobertura.
La divisa diferente del euro en que más opera Naturgy es el dólar estadounidense. La sensibilidad del resultado y del
patrimonio (Otros componentes de patrimonio) de Naturgy a una variación del 5% (incremento y decremento) del
tipo de cambio del dólar frente al euro sobre los instrumentos financieros derivados contratados es la siguiente:
Efecto en el resultado
antes de impuestos
Efecto en el patrimonio
antes de impuestos
2021
+5%
—
—
-5%
—
—
2020
+5%
—
8
-5%
—
(9)
Asimismo, los activos netos de 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. La exposición a países con riesgo en los que existe más de un tipo de cambio no es
significativa.
El patrimonio neto a 31 de diciembre de 2021 de Naturgy en la moneda peso argentino asciende a 116 millones de
euros (85 millones de euros a 31 de diciembre de 2020) lo que representa para una sensibilidad del 5% un efecto en
el patrimonio antes de impuestos de 6 millones de euros (4 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Riesgo de precio de commodities
Una parte importante de los resultados de explotación de Naturgy está vinculada a la compra de gas para el
suministro de un portfolio diversificado de clientes.
Mayoritariamente estos contratos de aprovisionamiento de gas se firman a largo plazo con unos precios de compra
en base a una combinación de distintos precios de commodities, básicamente precios del crudo y sus derivados, y a
los hubs de gas natural.
Sin embargo, los precios de venta a los clientes finales se firman por lo general a corto/medio plazo y vienen
condicionados por el equilibrio oferta demanda que existe en cada momento en el mercado de gas. Esto puede
implicar un desacople con los precios de aprovisionamiento de gas.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
102
Por tanto, Naturgy se encuentra expuesto al riesgo de variación del precio del aprovisionamiento de gas con respecto
al precio de venta de los clientes finales. La exposición a este riesgo se gestiona y mitiga por cobertura natural
tratando de equilibrar las exposiciones a commodities de ambos precios. Adicionalmente algunos contratos de
suministro permiten gestionar esta exposición mediante mecanismos de flexibilidad de volúmenes y de revisión de
precios.
Cuando no es posible lograr una cobertura natural se gestiona la posición, dentro de parámetros de riesgo
razonables, contratando derivados para reducir la exposición al riesgo de desacoplamiento precio, designándose
generalmente como instrumentos de cobertura.
En los negocios integrados de electricidad, la exposición agregada de la compañía viene determinada por el
posicionamiento estratégico generación/comercialización y por las políticas de pricing de venta finales en la
comercialización eléctrica.
Por último, la compañía está expuesta a la evolución del precio de los derechos de emisión de CO 2, destinados a la
generación en sus ciclos combinados. Coyunturalmente, Naturgy invierte parte de sus excedentes de tesorería en
notas ligadas a CO 2.
La sensibilidad del resultado y del patrimonio (Otros componentes de patrimonio) a la variación tanto del valor
razonable de los derivados contratados para cubrir el precio de commodities como de los derivados destinados a
operaciones de trading, es la siguiente:
Incremento/descenso en
el precio del gas
Efecto en el resultado
antes de impuestos
Efecto en el patrimonio
antes de impuestos
2021
+10%
2
(327)
-10%
(2)
327
2020
+10%
—
(46)
-10%
—
46
Incremento/descenso en
el precio de la electricidad
Efecto en el resultado
antes de impuestos
Efecto en el patrimonio
antes de impuestos
2021
+10%
(1)
(102)
-10%
3
106
2020
+10%
(1)
(66)
-10%
—
66
Asimismo Naturgy no mantiene inversiones relevantes en negocios de upstream o producción de materias primas.
La sensibilidad de los distintos segmentos a los precios del petróleo, gas, carbón y electricidad es la siguiente:
–Distribución de gas y electricidad. Es una actividad regulada cuyos ingresos y márgenes están vinculados a los
servicios prestados gestionando infraestructuras de distribución, con independencia de los precios de las
commodities distribuidas. En todo caso, un descenso del precio del gas podría incrementar su consumo,
impactando favorablemente en dicha retribución, contribuyendo así a la estabilidad de los resultados de
Naturgy.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
103
–Gas y electricidad. Los márgenes de las actividades de comercialización de gas y electricidad están
directamente afectados por los precios de las materias primas. En este sentido, Naturgy cuenta con una política
de riesgos que determina, entre otras, el rango de tolerancia de la compañía, definido mediante los límites de
riesgo en vigor. Entre las medidas empleadas para mantener el riesgo dentro de los límites establecidos,
destaca una política de gestión activa de aprovisionamientos, balance entre las fórmulas de adquisición y venta
y cobertura puntual de operaciones, con el fin de maximizar el binomio riesgo-beneficio. Complementariamente
a la política antes mencionada, Naturgy cuenta en gran parte de la cartera de sus aprovisionamientos con
mecanismos, a través de cláusulas, de revisión de precios de carácter ordinario y extraordinario. Dichas
cláusulas permiten, a medio plazo, la modulación de impactos ante eventuales desacoples entre los precios de
venta de Naturgy en sus mercados y la evolución de los precios de su cartera de aprovisionamientos.
Riesgo de crédito
El riesgo de crédito se define como la pérdida potencial, consecuencia del posible incumplimiento de las obligaciones
contractuales de las contrapartes con las que se relaciona el Grupo.
Naturgy realiza análisis de solvencia en base a los cuales se asignan los correspondientes límites de crédito y
determinan las coberturas a aplicar. A partir de dichos modelos, puede medirse la probabilidad de impago de un
cliente, y puede controlarse la pérdida esperada de la cartera comercial. Asimismo, se hace seguimiento recurrente
de la calidad crediticia y exposición de la cartera, para garantizar que las pérdidas potenciales se encuentran bajo los
límites de la normativa interna. Esto permite tener capacidad de anticipación en cuanto a su gestión.
En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las deudas comerciales se reflejan en el Balance de situación
consolidado netos de provisiones por deterioro por pérdidas esperadas crediticias (Nota 10), estimadas por Naturgy
considerado la información disponible sobre eventos pasados (como el comportamiento de pagos de los clientes),
condiciones actuales y elementos prospectivos (por ejemplo, factores macroeconómicos como evolución de
producto interior bruto (PIB), desempleo, inflación, tipos de interés…) que puedan impactar en el riesgo de crédito de
los deudores de Naturgy conforme a la previa segregación de carteras de clientes.
El riesgo de crédito correspondiente a las cuentas a cobrar por su actividad comercial es históricamente limitado ya
que, debido al corto plazo de cobro a los clientes, no se acumulan individualmente importes muy significativos antes
de que pueda producirse la suspensión del suministro por impago, de acuerdo con la regulación correspondiente.
En cuanto a otras exposiciones con contrapartes en las operaciones con derivados financieros y colocación de
excedentes de tesorería, para mitigar el riesgo de crédito, se realizan en bancos e instituciones financieras de alta
solvencia acorde con los criterios exigidos internamente. En los ejercicios 2021 y 2020 no se han producido impagos
o quebrantos significativos.
Los principales tipos de garantías que se negocian son avales, fianzas y depósitos. A 31 de diciembre de 2021,
Naturgy había recibido garantías por 576 millones de euros para cubrir el riesgo de clientes industriales de gran
consumo (189 millones de euros a 31 de diciembre de 2020). Durante el ejercicio 2021, se han ejecutado avales por
importe de 2 millones de euros (4 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
A 31 de diciembre de 2021 y 2020, Naturgy no tenía concentraciones significativas de riesgo de crédito. El riesgo de
concentración se minimiza a través de la diversificación, gestionando y combinando varias áreas de impacto. En
primer lugar, disponer de una cartera comercial geográficamente distribuida a nivel internacional; en segundo lugar,
una oferta de productos diversa, que incluye desde el suministro de energía hasta la implantación a medida de
soluciones energéticas; en tercer lugar, existen diferentes tipos de cliente como residenciales, empresarios
autónomos, pequeña y gran empresa, tanto de ámbito privado como público y de distintos sectores de actividad.
El análisis de antigüedad de los activos financieros y la pérdida esperada de los mismos a 31 de diciembre de 2021 y
a 31 de diciembre de 2020 es el siguiente:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
104
31.12.2021
Total
Corriente
De 0-180 días
De 180-360 días
Más de 360
Ratio pérdida esperada
14,3%
0,6%
5,7%
65,3%
90,5%
Clientes por ventas y prestaciones de
servicios
5.580
3.958
782
117
723
Pérdida esperada
800
25
44
77
654
31.12.2020
Total
Corriente
De 0-180 días
De 180-360 días
Más de 360
Ratio pérdida esperada
22,4%
0,9%
10,8%
43,2%
96,8%
Clientes por ventas y prestaciones de
servicios
3.462
2.121
493
220
628
Pérdida esperada
776
19
53
95
609
El movimiento de la provisión por pérdida esperada se desglosa en la Nota 10.
Respecto al riesgo de crédito de proveedores, la solvencia de cada uno de los suministradores de productos y
servicios se garantiza a través de la revisión recurrente de su información financiera, especialmente antes de una
nueva contratación. Para ello en función de la criticidad del proveedor en cuanto a su servicio o concentración, se
aplican los criterios de valoración correspondientes. Dicho procedimiento está soportado por los mecanismos y
sistemas de control y gestión de proveedores.
Riesgo de liquidez
Naturgy mantiene unas políticas de liquidez que aseguran el cumplimiento de los compromisos de pago adquiridos,
diversificando la cobertura de las necesidades de financiación y los vencimientos de la deuda. Una gestión prudente
del riesgo de liquidez incorpora el mantenimiento de suficiente efectivo y activos realizables y la disponibilidad de
fondos de importe adecuado para cubrir las obligaciones de crédito.
A 31 de diciembre de 2021 y 2020 las disponibilidades de liquidez son las siguientes:
Fuente de liquidez
Disponibilidad 2021
Disponibilidad 2020
Líneas de crédito disponibles (Nota 17)
5.459
5.548
Préstamos no dispuestos
—
—
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes (Nota 13)
3.965
3.927
Total
9.424
9.475
Adicionalmente, se dispone de capacidad para emitir deuda en mercado de capitales no utilizada por importe de
5.080 millones de euros (Nota 17).
El detalle de los vencimientos de los pasivos financieros existentes a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es el siguiente:
2022
2023
2024
2025
2026
2027
Total
y siguientes
31.12.2021
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
(Nota 20)
(6.803)
—
—
—
—
—
(6.803)
Deuda financiera (1)
(2.110)
(2.209)
(2.875)
(2.338)
(4.030)
(7.353)
(20.915)
Derivados financieros
(37)
(23)
(5)
(11)
—
(31)
(107)
Total (2)
(8.950)
(2.232)
(2.880)
(2.349)
(4.030)
(7.384)
(27.825)
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
105
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Total
y siguientes
31.12.2020
Acreedores comerciales y otras cuentas a
pagar (Nota 20)
(3.230)
—
—
—
—
—
(3.230)
Deuda financiera (1)
(3.043)
(2.560)
(2.215)
(1.822)
(3.182)
(8.898)
(21.720)
Derivados financieros
(37)
(1)
(30)
(28)
(25)
(58)
(179)
Total (2)
(6.310)
(2.561)
(2.245)
(1.850)
(3.207)
(8.956)
(25.129)
(1) No incluye los derivados financieros.
(2) Los importes incluidos son los flujos de caja contractuales sin descontar, por lo que difieren de los importes incluidos en el Balance de situación
consolidado y en la Nota 17.
Gestión del capital
El principal objetivo de la gestión del capital de Naturgy es asegurar una estructura financiera que optimice el coste
de capital manteniendo una sólida posición financiera, para compatibilizar la creación de valor para el accionista con
el acceso a los mercados financieros a un coste competitivo para cubrir las necesidades de financiación.
Naturgy considera como indicadores de los objetivos fijados para la gestión del capital mantener en el largo plazo un
nivel de apalancamiento de alrededor del 50%.
La clasificación crediticia de la deuda de Naturgy a largo plazo es la siguiente:
2021
2020
Standard & Poor’s
BBB
BBB
Fitch
BBB
BBB
El ratio de apalancamiento es el siguiente:
2021
2020
Deuda financiera neta:
12.831
13.612
Deuda financiera no corriente (Nota 17)
15.114
14.968
Deuda financiera corriente (Nota 17)
1.698
2.571
Efectivo y otros medios equivalentes (Nota 13)
(3.965)
(3.927)
Derivados (Nota 18)
(16)
—
Patrimonio neto:
8.873
11.265
De los accionistas de la sociedad dominante (Nota 14)
5.889
8.028
De participaciones no dominantes (Nota 14)
2.984
3.237
Apalancamiento
(Deuda financiera neta / (Deuda financiera neta + Patrimonio neto))
59,1%
54,7%
Otras consideraciones
El 23 de junio de 2016, los votantes de Reino Unido apoyaron la salida de su país de la Unión Europea (UE) en un
referéndum nacional (“Brexit”). El 31 de enero de 2020 el Reino Unido abandonó la Unión Europea y se inició un
período transitorio hasta 31 de diciembre de ese mismo año. El 30 de diciembre de 2020 la Unión Europea y el Reino
Unido firmaron un Acuerdo de Comercio y Cooperación con entrada en vigor provisional el 1 de enero de 2021.
El proceso del Brexit ha tenido y es posible que siga teniendo efectos adversos sobre la situación económica y política
de la UE y la estabilidad de los mercados financieros internacionales. Sin considerar el mencionado impacto a nivel
internacional, la exposición de Naturgy al riesgo derivado del “Brexit” no se considera significativa.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
106
Instrumentos financieros derivados
El detalle de los instrumentos financieros derivados por categorías y vencimientos es el siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Activo
Pasivo
Activo
Pasivo
Instrumentos financieros derivados de cobertura
142
800
352
189
Cobertura flujos de efectivo
- Tipo de interés
13
47
—
112
- Tipo de interés y tipo de cambio
—
23
—
27
-Tipo de cambio
3
—
—
3
-Precio de commodities
126
730
352
47
Cobertura valor razonable
- Tipo de interés y tipo de cambio
—
—
—
—
Otros instrumentos financieros
37
—
—
—
- Precio de commodities
37
—
—
—
Instrumentos financieros derivados no corrientes
179
800
352
189
Instrumentos financieros derivados de cobertura
392
2.696
93
227
Cobertura flujos de efectivo
- Tipo de interés
—
37
—
38
- Tipo de cambio
4
—
—
4
- Precio de commodities
388
2.659
92
185
Cobertura valor razonable
- Tipo de cambio
—
—
1
—
Otros Instrumentos financieros
62
45
1
—
- Precio de commodities
62
45
1
—
Instrumentos financieros derivados corrientes
454
2.741
94
227
Total
633
3.541
446
416
El valor razonable de los derivados se determina en base al precio de cotización en un mercado activo (Nivel 1) y a
variables observables en un mercado activo (Nivel 2).
Se incluyen en el epígrafe de “Otros instrumentos financieros” los derivados no designados contablemente de
cobertura.
El impacto en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada de los instrumentos financieros derivados es el
siguiente:
2021
2020
Resultado
Resultado
Resultado
Resultado
explotación
financiero
explotación
financiero
Cobertura flujos de efectivo
(999)
(35)
451
(25)
Cobertura valor razonable
(6)
(3)
—
(9)
Otros instrumentos financieros
34
37
4
(1)
Total
(971)
(1)
455
(35)
El detalle de los instrumentos financieros derivados a 31 de diciembre de 2021 y 2020, su valor razonable y el
desglose por vencimientos de los valores nocionales es el siguiente:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
107
31.12.2021
Valor
Valor Nocional
Razonable
(millones de euros)
2022
2023
2024
2025
2026
Posteriores
Total
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (EUR)
(59)
146
196
77
505
55
558
1.537
Permutas financieras (USD)
(16)
3
5
5
7
638
179
837
Permutas financieras (MXN)
1
—
—
—
—
77
—
77
Permutas financieras (AUD)
3
3
4
4
4
3
197
215
Opciones (EUR)
—
—
40
—
—
—
—
40
COBERTURA DE TIPO DE CAMBIO:
—
Cobertura de flujos de efectivo:
—
Seguro de cambio (USD)
4
195
—
—
—
—
—
195
Seguro de cambio (AUD)
3
—
125
—
—
—
—
125
Cobertura de valor razonable:
—
Seguros de cambio (BRL)
—
9
—
—
—
—
—
9
Seguros de cambio (EUR) (1)
—
41
—
—
—
—
—
41
Seguros de cambio (USD)
—
121
—
—
—
—
—
121
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS Y
TIPO DE CAMBIO:
—
Cobertura de flujos de efectivo:
—
Permutas financieras (NOK)
(23)
—
101
—
—
—
—
101
COBERTURA DE COMMODITIES:
—
Cobertura de flujos de efectivo:
—
Derivados precios de commodities (EUR)
62
348
27
19
3
—
—
397
Derivados precios de commodities (USD)
(2.844)
506
267
182
37
7
80
1.079
Derivados precios de commodities (AUD)
(93)
44
68
92
112
113
1.249
1.678
OTROS:
—
Derivados precios de commodities (EUR)
(1)
13
—
—
—
—
—
13
Derivados precios de commodities (USD)
55
44
2
37
—
—
—
83
Total
(2.908)
1.473
835
416
668
893
2.263
6.548
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
108
31.12.2020
Valor
Valor Nocional
Razonable
(millones de euros)
2021
2022
2023
2024
2025
Posteriores
Total
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (EUR)
(103)
63
141
191
70
498
576
1.539
Permutas financieras (USD)
(35)
—
—
—
—
581
—
581
Permutas financieras (MXN)
(7)
—
—
—
—
73
—
73
Permutas financieras (AUD)
(4)
—
—
—
—
—
80
80
Opciones (EUR)
—
—
—
40
—
—
40
COBERTURA DE TIPO DE CAMBIO:
Cobertura de flujos de efectivo:
Seguro de cambio (USD)
(4)
213
—
—
—
—
—
213
Seguro de cambio (BRL)
(3)
—
—
35
—
—
—
35
Cobertura de valor razonable:
—
Seguros de cambio (BRL)
—
14
—
—
—
—
—
14
Seguros de cambio (USD)
1
59
—
—
—
—
—
59
Seguros de cambio (DHN)
—
7
—
—
—
—
—
7
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS Y TIPO DE
CAMBIO:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (NOK)
(27)
—
—
101
—
—
—
101
COBERTURA DE COMMODITIES:
Cobertura de flujos de efectivo:
Derivados precios de commodities (EUR)
(94)
1.522
20
2
—
—
—
1.544
Derivados precios de commodities (USD)
28
543
245
105
—
—
—
893
Derivados precios de commodities (AUD)
278
29
43
62
82
83
978
1.277
OTROS:
Derivados precios de commodities (EUR)
—
2
—
—
—
—
—
2
Derivados precios de commodities (USD)
—
—
—
—
—
—
—
—
Derivados tipo de cambio (GBP)
—
3
1
—
—
—
—
4
Total
30
2.485
450
536
152
1.235
1.634
6.492
(1) Contratados por sociedades con moneda funcional distinta al euro.
Nota 19. Otros pasivos no corrientes y corrientes
La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2021 y 2020 se muestra a continuación:
31.12.2021
31.12.2020
Fianzas y depósitos (1)
217
213
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)
730
47
Otros pasivos (2)
171
86
Otros pasivos no corrientes
1.118
346
Dividendo a pagar
25
25
Gastos devengados y no pagados
143
164
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)
—
121
Otros pasivos (2)
38
53
Otros pasivos corrientes
206
363
Total otros pasivos
1.324
709
No existen diferencias significativas entre los valores contables y los valores razonables en los conceptos incluidos en
este epígrafe de “Otros pasivos no corrientes”.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
109
(1) Fianzas y depósitos
En el apartado “Fianzas y depósitos” se incluyen fundamentalmente los importes recibidos de los clientes en el
momento de la contratación como garantía del suministro de electricidad y gas natural y que, de acuerdo con la
legislación que así lo establece, han sido depositados en las Administraciones Públicas competentes (Nota 9), así
como los importes recibidos de los clientes como garantía del suministro de gas licuado del petróleo.
(2) Otros pasivos
A 31 de diciembre de 2021 incluye la contrapartida de los importes a cobrar en Brasil por PIS y COFINS descritos en
la Nota 10 por importe de 85 millones de euros.
A 31 de diciembre de 2020 se incluían los saldos de proveedores a largo plazo correspondientes a los mecanismos de
estabilización de precios en Chile (Nota 2.4.2). El negocio de Distribución eléctrica en Chile se ha considera actividad
interrumpida desde el mes de octubre de 2020, Nota 11 “Activos no corrientes y grupos enajenables de elementos
mantenidos para la venta y actividades interrumpidas”
Nota 20. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
El detalle a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es el siguiente:
31.12.2021
31.12.2020
Acreedores comerciales
3.397
2.495
Acreedores comerciales empresas vinculadas (Nota 34)
10
23
Proveedores
3.407
2.518
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)
2.704
68
Administraciones públicas
439
375
Remuneraciones pendientes de pago
111
76
Otros acreedores
9
11
Otros acreedores
559
462
Pasivos por impuesto corriente
133
182
Total
6.803
3.230
El valor razonable y el valor contable de estos pasivos no difieren de forma significativa.
Información sobre los aplazamientos de pagos efectuados a proveedores. D.A 3ª “Deber
de información” de la Ley 15/2010, de 5 de julio
El importe total de pagos realizados a los proveedores del ejercicio, con detalle de los plazos de pago, de acuerdo a
los plazos máximos legales de pago establecidos en la Ley 15/2010 de 5 de julio, por la que se establecen las
medidas de lucha contra la morosidad en las operaciones comerciales en el ámbito de España, es el siguiente:
2021
2020
Total pagos (millones de euros)
14.463
8.681
Total pagos pendientes (millones de euros)
398
243
Periodo medio de pago a proveedores (días) (1)
19
22
Ratio de operaciones pagadas (días) (2)
20
22
Ratio de operaciones pendientes de pago (días) (3)
16
22
(1) Calculado considerando los importes pagados y los pendientes de pago.
(2) Periodo medio de pago en las operaciones pagadas en el ejercicio
(3) Antigüedad media saldo proveedores pendientes de pago
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
110
Nota 21. Situación fiscal
Naturgy Energy Group, S.A. es la sociedad dominante del grupo Consolidado fiscal 59/93, en el que se integran todas
aquellas sociedades residentes en España, participadas, directa o indirectamente, en al menos un 75% por la
sociedad dominante y que cumplan determinados requisitos, lo que implica la determinación de forma conjunta del
resultado fiscal del grupo y las deducciones y bonificaciones a la cuota. El grupo consolidado fiscal para el ejercicio
2021 se indica en el Anexo III.
El resto de sociedades de Naturgy tributan de forma individualizada de acuerdo con sus respectivos regímenes.
La conciliación entre el “Impuesto sobre beneficios” registrado y el que resultaría de aplicar el tipo nominal del
Impuesto vigente en el país de la sociedad dominante (España) sobre el “Resultado antes de impuestos” para los
ejercicios 2021 y 2020 es la siguiente:
2021
%
2020
%
Resultado antes de impuestos
1.797
(36)
Impuesto teórico
449
25,0%
(9)
25,0%
Efecto resultados netos método participación
(23)
(1,3%)
(9)
25,0%
Aplicación tipos impositivos sociedades extranjeras
(30)
(1,7%)
(9)
(1,4%)
Deducciones fiscales
(36)
(2,0%)
(10)
27,8%
Otros conceptos
(2)
(0,1%)
56
(155,6%)
Impuesto de Sociedades
358
19,9%
19
(52,8%)
Desglose del gasto corriente/diferido:
Impuesto corriente
398
247
Impuesto diferido
(40)
(228)
Impuesto sobre beneficios
358
19
Una parte de los deterioros y saneamientos de activos que fueron registrados en el ejercicio 2020 (Nota 4) serán
deducibles fiscalmente en ejercicios futuros por lo que se han identificado diferencias temporarias, habiéndose
registrado un ingreso por impuesto diferido por importe de 290 millones de euros. La parte que no resulta
fiscalmente deducible se incluye en Otros conceptos de la conciliación anterior.
Las rentas acogidas al régimen fiscal de las transmisiones de activos realizadas en cumplimiento de normativa de
defensa de la competencia, Disposición Adicional 4ª del TRLIS, y las inversiones en que se materializaron en ejercicios
pasados, se detallan a continuación:
Año Venta
Importe
obtenido
Importe
reinvertido
Importe
plusvalía
incorporada en
base imponible
Importe plusvalía
pendiente incorporación
en base imponible
de la venta
Importe
plusvalía
2002
917
917
462
20
442
2003
141
141
79
—
79
2004
292
292
177
9
168
2005
432
432
300
2
298
2006
310
310
226
—
226
2007
105
105
93
—
93
2009
161
161
87
—
87
2010
790
790
556
—
556
2011
468
468
394
1
393
2012
38
38
32
—
32
Total
3.654
3.654
2.406
32
2.374
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
111
La reinversión se realizó en elementos patrimoniales de inmovilizado afectos a actividades económicas, habiendo
sido efectuada tanto por la propia Sociedad transmitente como por el resto de empresas del Grupo Fiscal en virtud
de lo dispuesto en el artículo 75 del TRLIS.
El detalle del efecto impositivo correspondiente a cada componente del apartado “Otro resultado global del ejercicio”
del Estado consolidado de resultado global es el siguiente:
A 31.12.2021
31.12.2020
Bruto
Efecto
Impositivo
Neto
Bruto
Efecto
Impositivo
Neto
Valoración activos VR con cambios en otro
resultado global
(17)
105
88
(3)
—
(3)
Coberturas de flujos de efectivo
(3.031)
477
(2.554)
(168)
(2)
(170)
Diferencias de conversión
463
—
463
(586)
—
(586)
Ganancias y pérdidas actuariales (Nota 17)
51
(11)
40
6
(1)
5
Total
(2.534)
571
(1.963)
(751)
(3)
(754)
El movimiento y la composición de los epígrafes de impuestos diferidos es la siguiente:
Activos por impuesto diferido
Provisiones
obligaciones
personal
Provisiones
insolvencias
y otras
provisiones
Créditos
fiscales (1)
Diferencias
amortización
Valoración
activos e
instrumentos
financieros
Otros
Total
01.01.2020
243
519
14
530
77
142
875
Creación/(reversión) (2)
19
220
(4)
(30)
—
(11)
194
Movimientos ligados ajustes
patrimonio
(1)
—
—
—
24
—
23
Diferencias de conversión
(8)
(33)
—
(14)
(3)
6
(52)
Traspasos y otros (3)
(11)
(20)
42
(34)
(18)
(14)
(55)
31.12.2020
242
686
52
452
80
123
1.635
Creación/(reversión) (2)
49
(32)
32
(21)
—
(6)
22
Combinaciones de negocio
(Nota 32)
—
43
16
—
—
7
66
Movimientos ligados ajustes
patrimonio
(11)
105
—
—
471
—
565
Diferencias de conversión
1
1
(1)
7
17
(1)
24
Traspasos y otros (3)
(4)
(18)
21
(19)
—
(25)
(45)
31.12.2021
277
785
120
419
568
98
2.267
(1) Al 31 de diciembre de 2021 y de 2020 los créditos fiscales corresponden principalmente a deducciones pendientes de aplicación. La recuperación
de estos créditos está razonablemente asegurada por no tener plazo de vencimiento y corresponder a sociedades que han venido obteniendo
históricamente beneficios de manera recurrente.
(2) En 2020, incluye un aumento de impuestos diferidos de activo consecuencia de los deterioros realizados en el ejercicio.
(3) En el ejercicio 2021 y de 2020 incluye el traspaso a mantenidas para la venta a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota 11).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
112
Pasivos por impuesto
diferido
Diferencias
amortización
Plusvalías
diferidas
Valoración
combinación
de negocios
(1)
Valoración
activos e
instrumentos
financieros
Otros
Total
01.01.2020
641
208
1.028
103
269
2.249
Creación/(reversión)
10
(1)
(54)
—
11
(34)
Combinaciones de negocio
(Nota 32)
—
—
—
—
—
—
Movimientos ligados ajustes
patrimonio
—
—
—
27
—
27
Diferencias de conversión
(32)
—
(33)
(4)
(14)
(83)
Traspasos y otros (2)
(46)
—
(321)
(16)
17
(366)
31.12.2020
573
207
620
110
283
1.793
Creación/(reversión)
(4)
—
(23)
—
9
(18)
Combinaciones de negocio
(Nota 32)
—
—
35
—
37
72
Movimientos ligados ajustes
patrimonio
—
—
—
(6)
—
(6)
Diferencias de conversión
(20)
—
(14)
4
11
(19)
Traspasos y otros (2)
(29)
—
1
—
(7)
(35)
31.12.2021
520
207
619
108
333
1.787
(1) En el apartado de “Valoración combinación de negocios” se incluye principalmente el efecto fiscal de la parte de la diferencia de fusión consecuencia
de la absorción de Unión Fenosa, S.A. por Naturgy Energy Group, S.A. realizada en el ejercicio 2009 asignada a activos netos adquiridos que no tendrá
efectos fiscales. También se incluye el efecto fiscal de la asignación del precio de adquisición de CGE por Naturgy realizada en el ejercicio 2014 y de
diversas adquisiciones previas realizadas por CGE.
(2) En el ejercicio 2021 y de 2020 incluye principalmente el traspaso a mantenidas para la venta a la fecha en la que se aplica esta clasificación (Nota
11).
A 31 de diciembre de 2021 los créditos fiscales pendientes de registrar ascendían a 49 millones de euros (18
millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
A finales del ejercicio 2020 concluyeron las actuaciones inspectoras iniciadas en julio de 2018 ante la Sociedad como
sociedad dominante del Grupo 59/93 en lo que afecta al Impuesto sobre Sociedades y como dominante del Grupo de
entidades 273/08 en lo que se refiere al IVA. Los ejercicios comprobados en cuanto al Impuesto Sobre Sociedades
(régimen de consolidación fiscal) fueron el 2011 al 2015, y en el IVA (régimen de grupo de entidades) los que
comprenden junio de 2014 a diciembre de 2015.
Las Actas incoadas a la conclusión del procedimiento no supusieron impactos significativos para las sociedades de
Naturgy al estar la deuda resultante ya debidamente provisionada.
Como consecuencia de las Actas firmadas en conformidad y en acuerdo se contabilizó un pasivo por impuesto
corriente, recogido en el epígrafe “Acreedores y otras cuentas a pagar” (Nota 20), pues la fecha en que finalizaba el
periodo voluntario de pago de las liquidaciones era durante 2021.
El importe de las Actas referente a la regularización de la deducción por doble imposición internacional se firmó en
disconformidad, al considerar la sociedad que su criterio tiene respaldo en la doctrina y jurisprudencia dictada sobre
esta cuestión. Se ha contabilizado dicho importe en el epígrafe “Provisiones” (Nota 16).
En julio de 2021 se han iniciado actuaciones inspectoras ante 9 sociedades del Grupo 59/93 en lo que afecta al
Impuesto sobre Sociedades y las mismas sociedades del Grupo de entidades 273/08 en lo que se refiere al IVA.
Dichas actuaciones tienen carácter parcial en ambos tributos, limitándose el objeto de la comprobación a
determinados aspectos de la obligación tributaria. Los ejercicios en comprobación por el Impuesto Sobre Sociedades
(régimen de consolidación fiscal) son 2016 a 2019, y por el IVA (régimen de Grupo de entidades) son los que
comprenden septiembre de 2017 a diciembre de 2020.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
113
Las sociedades a las que se notificó el inicio de actuaciones inspectoras fueron: Naturgy Energy Group, S.A., Naturgy
Informática, S.A., UFD Distribución de Electricidad, S.A., Naturgy Iberia, S.A, Gas Natural Comercializadora, S.A.,
Naturgy Generación, S.l., Naturgy Renovables, S.l., GPG Ingeniería y Desarrollo de Generación, S.l. y Naturgy
Engineering, S.L. No obstante, mediante esta comunicación se interrumpe el plazo de prescripción de la acción para
liquidar por los conceptos y periodos indicados de todo el Grupo Fiscal de Impuesto sobre Sociedades y del Grupo de
entidades del IVA.
Adicionalmente, en el marco de ese mismo procedimiento de inspección, fue notificado el inicio de actuaciones de
comprobación, también de carácter parcial, respecto al IRPF, retenciones e ingresos a cuenta sobre rendimientos del
trabajo. Los periodos objeto de comprobación son los que comprenden septiembre/2017 a diciembre/2020.
En lo referente a recursos en materia fiscal, en fecha 30 de septiembre de 2020 se recibió sentencia de la Audiencia
Nacional relativa al recurso interpuesto contra las liquidaciones derivadas de las Actas de inspección por
comprobaciones efectuadas en concepto de Impuesto sobre Sociedades de los ejercicios 2006-2008, firmadas en
disconformidad y que regularizaban principalmente la deducción por actividades exportadoras. Dicha resolución está
pendiente de ejecución y la deuda que resulte está provisionada en el epígrafe “Provisiones” (Nota 16).
De acuerdo con la normativa tributaria española, a la fecha de formulación de estas cuentas anuales, el Grupo en
España tiene abiertos a inspección por las autoridades fiscales los cuatro últimos ejercicios de los impuestos
principales que le son de aplicación no afectados por el procedimiento de inspección indicado en el párrafo anterior.
Con carácter general, en el caso del resto de sociedades Naturgy, los períodos abiertos a inspección son los
siguientes:
País
Período
Argentina
2016-2021
Brasil
2017-2021
Colombia
2018-2021
Chile
2016-2021
México
2017-2021
Panamá
2015-2021
Como consecuencia, entre otras, de las diferentes posibles interpretaciones de la legislación fiscal vigente, podrían
surgir pasivos adicionales como consecuencia de una inspección. En todo caso, Naturgy considera que dichos
pasivos, en caso de producirse, no afectarían significativamente a las presentes Cuentas anuales.
Naturgy evalúa los tratamientos fiscales inciertos y refleja el efecto de la incertidumbre sobre la ganancia (pérdida)
fiscal, las bases fiscales, las pérdidas o créditos fiscales no utilizados. Naturgy tiene adecuadamente cubiertas las
posibles obligaciones derivadas de diversas reclamaciones fiscales sin que existan litigios o tratamientos fiscales
inciertos que sean individualmente significativos.
La Ley de Presupuestos Generales del Estado para 2022 aprobó la modificación de la Ley 27/2014 del Impuesto
sobre Sociedades estableciendo una tributación mínima del 15% sobre la base imponible. Naturgy no prevé que esta
modificación tenga impacto en el Grupo en tanto que las deducciones aplicadas no suponen una rebaja del tipo
efectivo por debajo de este porcentaje.
Con fecha 31 de diciembre de 2020, se publicó la Ley 11/2020 de Presupuestos Generales del Estado para 2021 en
la que, entre otras medidas, se producía la modificación de determinados artículos de la Ley 27/2014 del Impuesto
sobre Sociedades. Las modificaciones más relevantes tienen que ver con la limitación de la exención de dividendos y
plusvalías de forma que, con efectos para los ejercicios iniciados a partir de 1 de Enero de 2021 solo quedan exentos
al 95% los derivadas de participaciones superiores al 5% en el capital social, eliminándose, en consecuencia, las
correspondientes a participaciones cuyo coste de adquisición fuera superior a los 20 millones de euros (aunque para
éstas se establece un régimen transitorio).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
114
En paralelo se modificó el régimen de consolidación fiscal al establecer la no eliminación de los dividendos repartidos
entre sociedades del mismo Grupo Consolidado Fiscal, lo que supone la tributación efectiva del 1,25% de los
dividendos recibidos o plusvalías generadas en las sociedades españolas receptoras de dividendos de sociedades en
las que se participa en un porcentaje igual o superior al 5%, sin perjuicio de que la sociedad que distribuye y la
receptora pertenezcan al mismo Grupo de Consolidación Fiscal.
Relacionado con esta medida, y a los efectos del cálculo de la limitación a la deducibilidad de los gastos financieros
para el caso de entidades holding en las que los dividendos forman parte del beneficio operativo, sólo se considerarán
los dividendos procedentes de aquellas entidades en las que la participación sea igual o superior al 5%, eliminándose
del cómputo aquellos dividendos procedentes de participaciones en las que el valor de adquisición de la participación
fue superior a 20 millones de euros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
115
Nota 22. Importe neto de la cifra de negocios
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el siguiente desagregado por categorías con la estructura de información
por segmentos de operación:
Gestión
de la
Energía
Redes
Iberia
Redes
Latam
Gestión de
la Energía
y Redes
Renov.España
y Estados
Unidos
Renov.
Latam
Renov.
Australia
Renovables
Comercialización
Resto
Total
2021
Ventas de gas y acceso a redes de distribución
3.299
1.071
3.057
7.427
—
—
—
—
3.067
—
10.494
Ventas de electricidad y acceso a redes de
distribución
3.122
775
819
4.716
54
114
21
189
2.943
—
7.848
Ventas de GNL
2.795
—
—
2.795
—
—
—
—
—
—
2.795
Altas de abono y verificación de instalaciones
—
—
4
4
—
—
—
—
35
—
39
Cesión capacidad de generación eléctrica
307
—
—
307
—
—
—
—
—
—
307
Alquiler de contadores e instalaciones
—
—
4
4
—
—
—
—
299
—
303
Otros ingresos
12
85
42
139
74
27
—
101
113
1
354
Total
9.535
1.931
3.926
15.392
128
141
21
290
6.457
1
22.140
Gestión
de la
Energía
Redes
Iberia
Redes
Latam
Gestión de
la Energía
y Redes
Renov.España
y Estados
Unidos
Renov.
Latam
Renov.
Australia
Renovables
Comercialización
Resto
Total
2020
Ventas de gas y acceso a redes de distribución
1.706
1.051
2.473
5.230
—
—
—
—
1.925
—
7.155
Ventas de electricidad y acceso a redes de
distribución
960
779
857
2.596
253
65
20
338
2.267
—
5.197
Ventas de GNL
1.985
—
—
1.985
—
—
—
—
—
—
1.985
Altas de abono y verificación de instalaciones
—
20
8
28
—
—
—
—
33
—
61
Cesión capacidad de generación eléctrica
307
—
—
307
—
—
—
—
—
—
307
Alquiler de contadores e instalaciones
—
40
5
45
—
—
—
—
306
—
351
Otros ingresos
3
15
39
57
51
24
—
75
133
20
289
Total
4.961
1.905
3.382
10.248
304
89
20
413
4.664
20
15.345
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
116
Información por áreas geográficas
El importe neto de la cifra de negocio de Naturgy asignado según el país de destino se detalla en el cuadro siguiente:
2021
2020
España
11.428
7.986
Resto de Europa
3.272
1.965
Francia
1.808
1.087
Portugal
523
380
Turquía
103
113
Irlanda
180
193
Reino Unido
330
86
Otros Europa
328
106
Latinoamérica
5.892
4.417
Chile
890
722
Brasil
1.409
1.034
México
1.768
1.172
Panamá
725
760
Argentina
507
478
Puerto Rico
490
166
República Dominicana
88
64
Resto Latinoamérica
15
21
Otros
1.548
977
China
665
126
India
145
222
Estados Unidos de América
382
211
Japón
45
30
Taiwan
18
112
Corea del Sur
94
79
Resto países
199
197
Total
22.140
15.345
En aplicación del tratamiento descrito en la Nota 2.4.17. el “Importe neto de la cifra de negocios” incluye un ajuste
negativo por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el artículo 22 del Real Decreto 413/2014 de 8
millones de euros, registrado en el epígrafe “Otros pasivos financieros no corrientes” del Balance de situación
consolidado.
Nota 23. Aprovisionamientos
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Compras de energía
14.686
8.497
Servicio acceso a redes de distribución
1.309
1.345
Otras compras y variación de existencias
534
296
Total
16.529
10.138
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
117
Nota 24. Otros ingresos de explotación
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Otros ingresos de gestión
117
161
Subvenciones de explotación
2
1
Total
119
162
Se incluye en el epígrafe de “Otros ingresos de gestión” los ingresos correspondientes a los servicios de construcción
o mejora de las infraestructuras de las concesiones afectas a la CINIIF 12 por importe de 45 millones de euros (42
millones de euros en el ejercicio 2020), cuyo valor razonable se estima por referencia a los gastos incurridos (Nota
26), sin margen.
Nota 25. Gastos de personal
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Sueldos y salarios
457
507
Indemnizaciones por cese
410
197
Costes Seguridad Social
87
101
Planes de aportación definida
28
26
Planes de prestación definida (Nota 16)
6
6
Remuneraciones basadas en acciones (Nota 14)
4
5
Trabajos realizados para el inmovilizado del grupo
(77)
(77)
Otros
25
33
Total
940
798
En mayo de 2021 la Representación Sindical de los Trabajadores y la Representación de la Dirección de la empresa
llegaron a un “Acuerdo Plan de Bajas voluntarias de Grupo Naturgy” a realizar antes del 31 de diciembre de 2021.
Indemnizaciones por cese incluye los costes asociados a dicho Plan de bajas voluntarias correspondientes a las bajas
efectivas y a los acuerdos confirmados entre las partes hasta el 31 de diciembre de 2021 y que convierten el
compromiso en irrevocable.
El número medio de empleados de Naturgy ha sido de 8.872 personas durante el ejercicio 2021 y de 9.580 personas
durante 2020 y su desglose por categorías es el siguiente:
2021
2020
Directivos
115
112
Mandos intermedios
1.932
2.722
Técnicos especializados
4.101
3.443
Puestos operativos
2.724
3.303
Total
8.872
9.580
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
118
El número medio de personas empleadas en el curso del ejercicio con discapacidad mayor o igual al 33%, distribuido
por categorías es el siguiente:
2021
2020
Directivos
—
3
Mandos intermedios
10
18
Técnicos especializados
53
60
Puestos operativos
47
68
Total
110
149
El número de empleados de Naturgy al término de los ejercicios 2021 y 2020 distribuido por categorías, géneros y
áreas geográficas es el siguiente:
2021
2020
Hombres
Mujeres
Total
Hombres
Mujeres
Total
Directivos
89
22
111
85
24
109
Mandos intermedios
1.220
379
1.599
1.919
733
2.652
Técnicos especializados
2.107
1.371
3.478
1.961
1.394
3.355
Puestos operativos
1.596
582
2.178
2.202
1.017
3.219
Total
5.012
2.354
7.366
6.167
3.168
9.335
2021
2020
España
3.993
5.422
Resto de Europa
28
95
Latinoamérica
3.152
3.627
Resto
193
191
Total
7.366
9.335
Tanto en el cálculo del número medio de empleados como en el cálculo del número de empleados al término del
ejercicio de Naturgy, se incluye el número de empleados de las entidades de operaciones conjuntas prorrateado por
su porcentaje de participación. A 31 de diciembre de 2021, el número de empleados al término del ejercicio de dichas
entidades asciende a 158 personas (187 personas el 31 de diciembre de 2020) y el número medio de empleados
asciende a 167 personas (189 personas el 31 de diciembre de 2020).
Tanto en el cálculo del número de empleados al término del ejercicio como en el cálculo del número medio de
empleados, no se han tenido en cuenta los empleados de las sociedades que se clasifican como operaciones
interrumpidas (Nota 11) y los empleados de las sociedades que se consolidan siguiendo el método de la participación,
según el siguiente detalle:
2021
2020
Número
empleados a final
de ejercicio
Número medio de
empleados
Número
empleados a final
de ejercicio
Número medio de
empleados
Operaciones interrumpidas
1
2
1.392
1.471
Sociedades método participación
56
88
198
132
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
119
Nota 26. Otros gastos de explotación
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Tributos (1)
161
373
Costes de desistimiento por contratos onerosos de ventas de gas (Nota 16)
234
—
Operación y mantenimiento
254
273
Publicidad y otros servicios comerciales
101
96
Servicios profesionales y seguros
101
104
Servicios de construcción o mejora concesiones CINIIF 12 (Nota 24)
45
42
Suministros
54
54
Prestación de servicios a clientes
46
43
Servicios Lean (2)
150
—
Otros
169
195
Total
1.315
1.180
(1)El Tribunal Supremo dictó sentencia en abril de 2021 sobre la aplicación del canon hidroeléctrico derivado de
la Ley 15/20212, declarando la nulidad de su disposición transitoria segunda así como de la disposición
adicional primera, segundo párrafo, del Real Decreto 198/2015, al ser ambas contrarias al ordenamiento
jurídico. La nulidad de las mencionadas disposiciones transitorias ha supuesto en 2021 el reconocimiento de
un importe de 191 millones de euros, registrados minorando el epígrafe “Tributos” de la Cuenta de pérdidas y
ganancias consolidada, correspondiente a los importes liquidados en concepto de canon durante los ejercicios
2013 y 2020, y 30 millones de euros de intereses de demora (Nota 30). A 31 de diciembre de 2021, se han
cobrado 204 millones de euros.
(2)En el ejercicio 2021 incluye un impacto de 39 millones de euros correspondientes a costes de transformación.
Nota 27. Resultado enajenación de inmovilizado
En 2021 corresponde básicamente a la venta de la turbina de la planta de ciclo combinado de Arrúbal por 6 millones
de euros y que ha generado un resultado positivo por enajenación de inmovilizado de 6 millones de euros.
En 2020 se incluían ventas menores, básicamente en España.
Nota 28. Amortización y pérdidas por deterioro activos no financieros
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Amortización inmovilizado intangible (Nota 5)
284
296
Amortización inmovilizado material (Nota 6)
966
1.017
Amortización activos por derecho de uso (Nota 7)
195
163
Deterioro inmovilizado intangible (Nota 4 y 5)
—
375
Deterioro inmovilizado material (Nota 4 y 6)
17
988
Total
1.462
2.839
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
120
Nota 29. Otros resultados
En 2021 se incluye principalmente en este epígrafe de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada:
–el resultado correspondiente al acuerdo alcanzado respecto a la participación de UF Gas (Notas 2.4.1. y 32) por
importe de 127 millones de euros (incluye -9 millones de euros de traspaso de diferencias de conversión y
reservas de valoración a resultados).
–la plusvalía antes de impuestos de 2 millones de euros por la venta de la participación del 40% en Cogeneración
Noroeste, S.L. (Nota 8).
–la plusvalía antes de impuestos de 4 millones de euros por la venta de los permisos de distribución de gas
natural en las zonas de México del Noroeste y Sinaloa por importe de 24 millones de euros (Nota 6).
–la plusvalía antes de impuestos de 7 millones de euros por la venta de Mobiligaz, S.A.S. en Francia sociedad que
previamente había recibido los activos correspondientes a la actividad de gas natural vehicular de Gas Natural
Europe, S.A.S. (Nota 2.4.1.).
–la minusvalía antes de impuestos de 8 millones de euros por la venta de Naturgy Ltd. en Irlanda, sociedad
comercializadora de gas y electricidad en Irlanda (Nota 2.4.1.).
En 2020 se incluye principalmente en este epígrafe de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada la plusvalía
antes de impuestos de 15 millones de euros por la venta de la participación del 47,9% en Ghesa Ingeniería y
Tecnología, S.A. (Ghesa) (Nota 11).
Nota 30 . Resultado financiero neto
El detalle de este epígrafe en la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del ejercicio 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Dividendos
2
5
Intereses
19
17
Otros ingresos financieros (1)
179
74
Total ingresos financieros
200
96
Coste de la deuda financiera (2)
(510)
(515)
Gastos por intereses de pensiones
(6)
(9)
Otros gastos financieros (3)
(82)
(98)
Total gastos financieros
(598)
(622)
Variaciones de valor razonable en instrumentos financieros (4)
14
(4)
Diferencias de cambio netas
(10)
(8)
Resultado financiero neto
(394)
(538)
(1)En el ejercicio 2021 incluye reversión de deterioro de activos financieros por 62 millones de euros.
Adicionalmente, incluye los intereses de demora correspondientes a la sentencia del cánon hidráulico
2013-2020 mencionada en la Nota 26.
(2)Incluye coste de los pasivos financieros por arrendamiento (92 millones de euros en 2021 y 96 millones de
euros en 2020).
(3)En el ejercicio 2020 incluía deterioro de activos financieros por 37 millones de euros.
(4)Incluye variación de valor razonable de instrumentos de patrimonio (Nota 9) y variación de valor de
instrumentos financieros derivados (Nota 17).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
121
Nota 31. Efectivo generado en las operaciones de explotación y otros
detalles de los flujos de efectivo.
La composición del efectivo generado en las operaciones de explotación de 2021 y 2020 es el siguiente:
2021
2020
Resultado antes de impuestos
1.797
(36)
Ajustes del resultado:
1.520
3.345
Amortización y pérdidas por deterioro de inmovilizado (Nota 4, 5, 6 y 7)
1.462
2.839
Otros ajustes del resultado neto:
58
506
Resultado financiero (Nota 11 y 30)
394
538
Resultado entidades valoradas método participación (Nota 8 y 11)
(90)
(36)
Traspaso ingresos diferidos (Nota 15)
(49)
(49)
Variación neta Provisiones
(30)
(55)
Resultado antes de impuestos de actividades interrumpidas neto de
plusvalías y deterioros (Nota 11)
—
146
Otros resultados
(167)
(38)
Cambios en el capital corriente (excluyendo los efectos de cambios
en el perímetro y diferencias de conversión):
(1.117)
788
Existencias
(243)
249
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
(2.105)
649
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
1.231
(110)
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación:
(1.199)
(665)
Pago de intereses
(488)
(562)
Cobros de intereses
32
27
Cobros de dividendos
121
84
Pagos por impuestos sobre beneficios
(864)
(214)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN
1.001
3.432
El detalle de pagos por inversiones en empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio a 31 de diciembre de
2021 y 2020:
2021
2020
Adquisición UFGAS (Nota 32)
395
—
Adquisición Renovables Estados Unidos (Nota 32)
(49)
—
Adquisición El Almendro (Nota 32)
(29)
—
Adquisición Terra Alta
—
4
Total
317
4
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
122
El detalle de cobros por desinversiones en empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio a 31 de diciembre de
2021 y 2020:
2021
2020
Venta Chile electricidad
2.591
—
Venta Mobiligaz
11
—
Venta Cogeneración del Noroeste
7
—
Venta Naturgy Ltd
38
—
Venta sociedades Lean
—
—
Venta 50% Medina
—
190
Venta Kenya
—
35
Venta Ghesa
—
24
Venta Montouto
—
8
Otros
3
6
Total
2.650
263
El detalle de pagos por adquisición de instrumentos de patrimonios a 31 de diciembre de 2021 y 2020 es el
siguiente:
2021
2020
Acciones propias Naturgy Energy Group, S.A. (Nota 14)
—
(184)
Gastos recompra híbrido
(22)
—
Otros movimientos con minoritarios
(7)
13
Total
(29)
(171)
El movimiento de la deuda financiera en los ejercicios 2021 y 2020, presentando separadamente los cambios que
generan flujos de efectivo de aquellos que no lo hacen ha sido el siguiente:
Genera flujos de
efectivo
No genera flujos de
efectivo
01.01.2021
Aumento
Disminución
Diferencias de
conversión
Traspasos y
otros
31.12.2021
Emisiones de obligaciones y
otros valores negociables
9.241
500
(1.205)
3
47
8.586
Deuda financiera con entidades
de crédito
6.571
1.132
(1.313)
150
46
6.586
Instrumentos financieros
derivados
180
—
—
3
(76)
107
Pasivos por arrendamientos
1.537
—
(184)
85
83
1.521
Otros pasivos financieros
10
—
(33)
(6)
41
12
Total
17.539
1.632
(2.735)
235
141
16.812
Genera flujos de
efectivo
No genera flujos de
efectivo
01.01.2020
Aumento
Disminución
Diferencias de
conversión
Traspasos y
otros
31.12.2020
Emisiones de obligaciones y
otros valores negociables
9.780
2.186
(1.842)
(91)
(792)
9.241
Deuda financiera con entidades
de crédito
6.426
2.626
(1.188)
(358)
(935)
6.571
Instrumentos financieros
derivados
127
—
—
(2)
55
180
Pasivos por arrendamientos
1.644
—
(152)
(99)
144
1.537
Otros pasivos financieros
10
4
(1)
(13)
10
10
Total
17.987
4.816
(3.183)
(563)
(1.518)
17.539
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
123
En el apartado “Otras variaciones de efectivo y equivalentes” se incluyen:
2021
2020
Cambios en el perímetro de consolidación
(57)
(192)
Traspasos a mantenidos para la venta
—
(333)
Total
(57)
(525)
Nota 32. Combinaciones de negocios
Ejercicio 2021
Hamel Renewables
En el mes de enero de 2021, Naturgy, a través de su filial Naturgy Solar USA, LLC, adquirió el 100% de la sociedad
Hamel Renewables Holdco, LLC, sociedad vehículo propietaria de una cartera de proyectos solares de 8 GW junto
con 4,6 GW de proyectos de almacenamiento de energía ubicados en 9 estados de EE. UU y representa la primera
inversión de Naturgy en el mercado de energía renovable de EE. UU.
Adicionalmente, como parte de la transacción, Naturgy ha firmado un acuerdo de desarrollo de 5 años con Candela
Renewables que cuenta con 20 años de experiencia en el desarrollo de proyectos solares y de almacenamiento de
energía en los EE. UU., incluidos varios de los proyectos en la cartera adquirida por Naturgy.
La transacción representó un valor empresa de 57 millones de USD por el 100% del vehículo. Naturgy planea invertir
hasta 1.800 millones de USD durante los próximos cinco años para disponer de una potencia operativa de 1,6 GW en
2025, a la vez que mantiene la posibilidad de desarrollar el resto de proyectos del vehículo adquirido hasta un total
de 8 GW de energía fotovoltaica hasta el 2030.
El coste de adquisición de la combinación de negocios ascendió a 62 millones de euros. El fondo de comercio se
calculó por diferencia entre el coste de adquisición y la participación en el valor razonable de los activos identificables
y pasivos existentes en la fecha de la transacción y ascendió a 8 millones de euros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
124
El detalle de los activos netos adquiridos en enero de 2021 y el fondo de comercio resultante es el siguiente:
Coste de adquisición
62
Valor razonable de los activos netos
54
Fondo de comercio (Nota 5)
8
Valor razonable
Valor en libros
Inmovilizado intangible (Nota 5)
42
3
Inmovilizado material (Nota 6)
7
7
Activos financieros no corrientes (Nota 9)
1
1
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
13
13
TOTAL ACTIVOS
63
24
Pasivos financieros no corrientes (Nota 17)
1
1
Pasivo por impuesto diferido (Nota 21)
8
—
TOTAL PASIVOS
9
1
Valor razonable de los activos netos adquiridos
54
Coste de adquisición
62
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes en la filial
adquirida
13
Coste de adquisición neto
49
En el proceso de asignación del precio de compra, se identificaron los activos susceptibles de ser revalorizados a
partir del balance de Hamel Renewables Holdco, LLC y sociedades participadas a la fecha de adquisición,
correspondientes a activos intangibles representados por el valor de 39 millones euros que representa la generación
de valor de la cartera de proyectos adquiridos. Se registraron también los pasivos por impuestos diferidos
correspondientes a la revalorización realizada cuya contrapartida ha sido el fondo de comercio registrado que no se
espera sea deducible.
La valoración de dichos activos netos de Hamel Renewables Holdco, LLC y sociedades participadas se realizó,
básicamente, de acuerdo con la siguiente metodología:
–Los proyectos con mayor grado de avance se valoraron siguiendo el enfoque de ingresos, y en particular
mediante el método del descuento de flujos de efectivo, basados en datos de entrada de Nivel 3, al tratarse de
datos que no eran observables en el mercado.
–La valoración se realizó en función de los proyectos según la rentabilidad exigida a la inversión y las
proyecciones de flujos en base a los ingresos por MW de capacidad solar o de almacenamiento.
–Para el resto de los proyectos en menor grado de avance se valoraron en base a las primas de desarrollo
consideradas en la valoración de la plataforma de desarrollo, siendo contrastadas con el desarrollador.
El importe del resultado neto consolidado del periodo aportado desde la fecha de adquisición ha ascendido a una
pérdida de 2 millones de euros. Si la adquisición hubiera tenido lugar el 1 de enero de 2021, el impacto sobre el
Importe neto de la cifra de negocios consolidado, el Ebitda y el Resultado consolidado atribuible a accionistas de la
Sociedad dominante del periodo hubiera sido inmaterial.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
125
Unión Fenosa Gas
En marzo de 2021, Naturgy, ENI y la República Árabe de Egipto, completaron el acuerdo alcanzado el 1 de diciembre
de 2020, para resolver de forma amistosa las disputas que afectaban a Unión Fenosa Gas (UFG). Como resultado de
ello, UFG ha recibido una serie de pagos en efectivo por la venta de los activos en Egipto, las actividades comerciales
de UFG en España y uno de sus buques, así como el cobro de una compensación acordada con el Gobierno egipcio. El
acuerdo con el Gobierno egipcio incluye un importe aplazado en cuatro años, cuyo último vencimiento es en
septiembre de 2024 que se ha registrado por el importe garantizado. Los 90 millones de dólares de los plazos
restantes se reconocerán en el momento de su cobro. Simultáneamente, se ha producido la adquisición de la
participación restante del 50% en UFG por importe de 466 millones de euros de forma que Naturgy alcanza el 100%
de participación, obteniendo el control y pasándola a consolidar por integración global. Adicionalmente, ha supuesto
el fin del contrato de aprovisionamiento de gas anual de alrededor de 3,5 bcm para suministrar a los ciclos
combinados en España que finalizaba en 2029, a la vez que se mantiene el contrato con Omán que expira en 2025.
El detalle de los activos netos adquiridos en enero de 2021 y el fondo de comercio resultante es el siguiente:
Coste de adquisición
860
Valor razonable de los activos netos
840
Fondo de comercio (Nota 5)
20
Valor razonable
Valor en libros
Inmovilizado intangible (Nota 5)
78
—
Activos por derecho de uso (Nota 7)
45
45
Inversiones contabilizadas por el método de la participación (Nota 8)
41
9
Activos financieros no corrientes (Nota 9)
56
56
Activo por impuesto diferido (Nota 21)
66
66
Otros activos corrientes
172
172
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
861
861
TOTAL ACTIVOS
1.319
1.209
Provisiones (Nota 16)
3
3
Pasivos financieros no corrientes (Nota 17)
106
106
Pasivo por impuesto diferido (Nota 21)
57
37
Pasivos financieros corrientes (Nota 17)
77
77
Otros pasivos corrientes
236
236
TOTAL PASIVOS
479
459
Valor razonable de los activos netos adquiridos
840
Coste de adquisición (1)
860
Precio de compra del 50% adicional
(466)
Valor neto contable puesta participación previa
(258)
Diferencias de conversión y otros ajustes por valoración
(9)
Resultado de la transacción (Nota 29)
127
(1) Incluyendo el valor razonable de la participación previa
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
126
A partir del balance de Unión Fenosa Gas, S.A. y sociedades participadas a 10 de marzo de 2021 se identificaron los
activos susceptibles de ser revalorizados, correspondientes, por un lado, a activos intangibles por importe de 78
millones euros que representan el valor de los contratos de aprovisionamiento adquiridos y, por otro, al valor de la
participación en Qalhat LNG S.A.O.C. Se registraron también los pasivos por impuestos diferidos correspondientes a
la revalorización realizada cuya contrapartida ha sido el fondo de comercio registrado que no se espera sea
deducible.
La contabilización de esta combinación de negocios ha sido determinada de manera provisional hasta que se cierre
de forma definitiva alguna de las valoraciones de activos sujetos a la transacción.
El importe del resultado neto consolidado del periodo aportado desde la fecha de adquisición ha ascendido a un
beneficio de 104 millones de euros. Si la adquisición hubiera tenido lugar el 1 de enero de 2021, el Importe neto de la
cifra de negocios consolidado, el Ebitda y el Resultado consolidado atribuible a accionistas de la Sociedad dominante
del periodo hubieran variado en 197 millones de euros, -14 millones de euros y -16 millones de euros
respectivamente.
Parque Eólico El Almendro
En el mes de diciembre de 2021, Naturgy, a través de su filial Naturgy Renovables, S.L.U., adquirió el 100% de la
sociedad Parque Eólico El Almendro, S.L.U., propietaria de un parque eólico de 44 MW en operación comercial situado
en Huelva (España) y un proyecto de hibridación solar de 40 MW.
La transacción representó un valor empresa de 69 millones de euros por el 100% de la sociedad. El coste de
adquisición de la combinación de negocios ascendió a 31 millones de euros e incluye 7 millones de euros de
contraprestación contingente condicionada al cumplimiento de ciertos hitos del contrato. El fondo de comercio se
calculó por diferencia entre el coste de adquisición y la participación en el valor razonable de los activos identificables
y pasivos existentes en la fecha de la transacción y ascendió a 7 millones de euros.
El detalle de los activos netos adquiridos en diciembre de 2021 y el fondo de comercio resultante es el siguiente:
Coste de adquisición
31
Valor razonable de los activos netos
24
Fondo de comercio (Nota 5)
7
Valor razonable
Valor en libros
Inmovilizado intangible (Nota 5)
7
—
Inmovilizado material (Nota 6)
62
39
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar
1
1
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes
2
2
TOTAL ACTIVOS
72
42
Pasivos financieros no corrientes (Nota 17)
40
40
Pasivo por impuesto diferido (Nota 21)
7
—
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar
1
1
TOTAL PASIVOS
48
41
Valor razonable de los activos netos adquiridos
24
Coste de adquisición
31
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes en la filial
adquirida
2
Coste de adquisición neto
29
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
127
En el proceso de asignación del precio de compra, se identificaron los activos susceptibles de ser revalorizados a
partir del balance de Parque Eólico El Almendro, S.L.U. a la fecha de adquisición, correspondientes a activos
intangibles por importe de 7 millones euros que representa el proyecto de hibridación solar adquirido y activos
materiales por importe de 22 millones de euros que representa el valor del parque eólico adquirido. Se registraron
también los pasivos por impuestos diferidos correspondientes a la revalorización realizada cuya contrapartida ha sido
el fondo de comercio registrado que no se espera sea deducible.
La valoración de dichos activos netos de Parque Eólico El Almendro, S.L.U. se realizó, básicamente, de acuerdo con la
siguiente metodología:
–El parque eólico en operación y el proyecto de hibridación se valoraron siguiendo el enfoque de ingresos, y en
particular, mediante el método del descuento de flujos de efectivo, basados en datos de entrada de Nivel 3, al
tratarse de datos que no eran observables en el mercado.
–Los principales parámetros empleados en la valoración fue una TIR del 10% como rentabilidad exigida a la
inversión, y las proyecciones de flujos en base a los ingresos según precio estimado de mercado y costes de
operación y mantenimiento esperados.
La contabilización de esta combinación de negocios ha sido determinada de manera provisional hasta que se cierre
de forma definitiva alguna de las valoraciones de activos sujetos a la transacción.
No ha habido aportación al resultado neto consolidado desde la fecha de adquisición y si la adquisición hubiera tenido
lugar el 1 de enero de 2021, el impacto sobre el Importe neto de la cifra de negocios consolidado, el Ebitda y el
Resultado consolidado atribuible a accionistas de la Sociedad dominante del periodo hubiera sido inmaterial.
Ejercicio 2020
No se produjeron combinaciones de negocio significativas en el ejercicio 2020.
Nota 33. Acuerdos de concesión de servicios
Naturgy gestiona diversas concesiones que contienen disposiciones para la construcción, operación y mantenimiento
de instalaciones, así como obligaciones de conexión y de suministro de energía durante el periodo de concesión, de
acuerdo con la normativa de aplicación (Anexo IV.). A continuación se detalla el periodo de concesión y el período
restante hasta el vencimiento de las concesiones que no tienen carácter indefinido:
Empresa
Actividad
País
Periodo de
Concesión
Periodo
restante
inicial
Gas Natural BAN, S.A.
Distribución de gas
Argentina
35 (prorrogables 10)
6
Gasnor, S.A.
Distribución de gas
Argentina
35 (prorrogables 10)
6
Energía San Juan S.A.
Distribución de
electricidad
Argentina
60
35
Companhia Distribuidora de Gás do Río de
Janeiro, S.A, Ceg Rio, S.A. y Gas Natural Sao
Paulo Sul, S.A.
Distribución de gas
Brasil
30 (prorrogables
20/30)
6-9
Unión Fenosa Generadora La Joya, S.A.y
Unión Fenosa Generadora Torito, S.A.
Generación de
electricidad
Costa
Rica
20
1-9
Naturgy Generación S.L.U., S.A. y Naturgy
Renovables, S.L.
Generación hidráulica
de electricidad
España
14-65
1-42
Naturgy México S.A. de C.V.y
Comercializadora Metrogas S.A. de C.V.
Distribución de gas
México
30 (prorrogables 15)
6-17
Empresa Distribuidora de Electricidad Metro
Oeste, S.A. y Empresa Distribuidora de
Electricidad Chiriqui, S.A.
Distribución de
electricidad
Panamá
15
7
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
128
Conforme a los términos de la Convención suscrita en 1992 con el Gobierno de Marruecos, el 31 de octubre de 2021
finalizó la concesión de utilización en exclusiva del tramo marroquí del Gasoducto Maghreb – Europa y la propiedad
de los activos ha revertido al Estado de Marruecos.
Como se indica en la Nota 2.4.3.b, Naturgy aplica la CINIIF 12 “Acuerdos de concesión de servicios”, siendo de
aplicación el modelo de activo intangible básicamente a las actividades de distribución de gas en Argentina, Brasil y
Perú, y a la actividad de distribución de electricidad en Argentina, y el modelo de activo financiero a la actividad de
generación eléctrica en Costa Rica.
Las concesiones de las centrales hidráulicas en España (Nota 2.4.4.) se encuentran fuera del alcance de la CINIIF 12,
entre otras razones como consecuencia de que los precios de venta de energía se fijan en el mercado. El resto de
concesiones del ámbito internacional se encuentran fuera del alcance de la CINIIF 12 como consecuencia de que el
concedente no controla la participación residual significativa en la infraestructura al término de la vigencia del
acuerdo y simultáneamente determina el precio del servicio. En estas concesiones se continúan registrando los
activos en el epígrafe de “Inmovilizado material”.
Nota 34. Información de las operaciones con partes vinculadas
A los efectos de información de este apartado se consideran partes vinculadas las siguientes:
–Los accionistas significativos de Naturgy, entendiéndose por tales los que posean directa o indirectamente
participaciones iguales o superiores al 5%, así como los accionistas que, sin ser significativos, hayan ejercido la
facultad de proponer la designación de algún miembro del Consejo de Administración.
Atendiendo a esta definición, los accionistas significativos de Naturgy son Fundación Bancaria Caixa d’Estalvis i
Pensions de Barcelona ("la Caixa”), Global Infrastructure Partners III (GIP) y sociedades relacionadas, CVC
Capital Partners SICAV-FIS, S.A. (a través de Rioja Acquisitions S.à.r.l.) e IFM Global Infrastructure Fund (IFM) a
través de IFMGlobal InfraCo O (2), S.à.r.l.
–Los administradores y personal directivo de la sociedad y su familia cercana. El término “administrador” significa
un miembro del Consejo de Administración y el término “personal directivo” significa con dependencia directa
del Presidente Ejecutivo y el Director/a de Auditoría Interna. Las operaciones realizadas con administradores y
personal directivo se detallan en la Nota 35.
–Las operaciones realizadas entre sociedades del grupo forman parte del tráfico habitual y se han cerrado en
condiciones de mercado. En empresas del grupo se incluye el importe correspondiente al porcentaje de
participación de Naturgy sobre los saldos y transacciones con sociedades que se consolidan por el método de la
participación.
Los importes agregados de operaciones con partes vinculadas en miles de euros son los siguientes:
2021
Accionistas significativos
Administradores
Sociedades
del grupo
Gastos e Ingresos (en
miles de euros)
Grupo "la
Caixa"
Grupo CVC
Grupo GIP
IFM
Gastos financieros
—
—
—
—
—
—
Arrendamientos
—
—
—
—
—
3
Recepción de servicios
—
—
—
—
—
2.607
Compra de bienes (1)
—
—
1.690
—
—
105.762
Otros gastos
—
—
—
—
—
—
Total gastos
—
—
1.690
—
—
108.372
Ingresos financieros
—
—
—
—
—
1.224
Arrendamientos
—
—
—
—
—
—
Prestación de servicios
—
—
—
—
—
3.446
Venta de bienes (1)
2.298
1.689
—
—
225
89.702
Otros ingresos
—
—
—
—
—
1.154
Total ingresos
2.298
1.689
—
—
225
95.526
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
129
Accionistas significativos
Administradores
Sociedades
del grupo
Otras transacciones (en miles de euros)
Grupo "la
Caixa"
Grupo
CVC
Grupo
GIP
IFM
Compra de activos materiales, intangibles
u otros activos
—
—
—
—
—
—
Acuerdos de financiación: créditos y
aportaciones de capital (prestamista)
—
—
—
—
—
—
Dividendos y otros beneficios distribuidos
(2)
319.676
267.142
266.183
42.743
—
—
Accionistas significativos
Administradores
Sociedades
del grupo
Deudores y acreedores comerciales (en
miles de euros)
Grupo "la
Caixa"
Grupo
CVC
Grupo
GIP
IFM
Deudores comerciales y otras cuentas a
cobrar
244
454
—
—
—
9.401
Acreedores comerciales y otras cuentas a
pagar
—
—
—
—
—
9.638
2020
Accionistas significativos
Administradores
Gastos e Ingresos (en miles de
euros)
Grupo "la
Caixa"
Grupo CVC
Grupo GIP
Sociedades del
grupo
Gastos financieros
—
—
—
—
—
Arrendamientos
—
—
—
—
5
Recepción de servicios
23
—
—
—
11.515
Compra de bienes (1)
—
—
9.085
—
236.599
Otros gastos
—
—
—
—
—
Total gastos
23
—
9.085
—
248.119
Ingresos financieros
—
—
—
—
52
Arrendamientos
—
—
—
—
—
Prestación de servicios
—
—
—
—
23.041
Venta de bienes (1)
2.362
19.951
—
178
40.062
Otros ingresos
—
—
—
—
1.046
Total ingresos
2.362
19.951
—
178
64.201
Accionistas significativos
Administradores
Sociedades del
grupo
Otras transacciones (en miles de euros)
Grupo "la
Caixa"
Grupo
CVC
Grupo
GIP
Compra de activos materiales, intangibles
u otros activos
—
—
—
—
—
Acuerdos de financiación: créditos y
aportaciones de capital (prestamista)
—
—
—
—
1.702
Dividendos y otros beneficios distribuidos
(2)
339.625
283.813
282.795
—
—
Accionistas significativos
Administradores
Sociedades del
grupo
Deudores y acreedores comerciales
(en miles de euros)
Grupo "la
Caixa"
Grupo
CVC
Grupo
GIP
Deudores comerciales y otras cuentas
a cobrar
274
3.359
—
40
16.026
Acreedores comerciales y otras
cuentas a pagar
—
—
457
—
22.958
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
130
(1) Incluye básicamente compras y ventas de energía. En el caso de sociedades del grupo, corresponde básicamente a operaciones con Unión Fenosa
Gas.
(2) A 31 de diciembre de 2019 el dividendo de “la Caixa” incluía un importe de 60.257 miles de euros que correspondían al 100% del importe pagado a
Energía Boreal 2018, S.A. (43.230 miles de euros atribuibles).
Nota 35. Información sobre miembros del Consejo de Administración y
Comité de Dirección
Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración
La política retributiva de los miembros del Consejo de Administración fue aprobada por la Junta General de
Accionistas de 9 de marzo de 2021 y es revisada periódicamente por el Consejo de Administración, previo informe de
la Comisión de Nombramientos y Retribuciones, con el fin de mantenerla alineada con las mejores prácticas del
mercado de referencia y con los objetivos señalados en los Estatutos Sociales.
El importe devengado por los miembros del Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A., por su
pertenencia al Consejo de Administración, Comisión de Auditoría y Control (CAU), Comisión de Nombramientos,
Retribuciones y Gobierno Corporativo (CNRyG) y Comisión de Sostenibilidad (CS), ha ascendido a 3.955 miles de
euros. No se ha incremento respecto al año 2020, ya que la creación de la Comisión de Sostenibilidad se ha
compensado con una reducción de los importes unitarios de las distintas comisiones. A continuación se detalla el
importe de 2021 (expresado en euros):
Cargo
Consejo
CAU
CNRyG
CS
Total
D. Francisco Reynés Massanet
Presidente
Ejecutivo
1.100.000
—
—
—
1.100.000
D. Ramón Adell Ramón
Consejero
Coordinador
205.000
44.000
66.000
—
315.000
D. Enrique Alcántara-García
Irazoqui (1)
Vocal
111.022
—
27.914
—
138.936
D. Marcelino Armenter Vidal (2)
Vocal
62.567
—
15.731
—
78.298
D. Francisco Belil Creixell
Vocal
175.000
66.000
44.000
—
285.000
Dña. Lucy Chadwick
Vocal
175.000
44.000
—
44.000
263.000
Dña. Helena Herrero Starkie
Vocal
175.000
44.000
—
66.000
285.000
Dña. Isabel Estapé Tous
Vocal
175.000
44.000
—
44.000
263.000
D. Rajaram Rao
Vocal
175.000
—
44.000
—
219.000
Rioja S.à.r.l, D. Javier de Jaime
Guijarro
Vocal
175.000
—
44.000
—
219.000
D. Pedro Sainz de Baranda Riva
Vocal
175.000
44.000
44.000
—
263.000
D. Claudi Santiago Ponsa
Vocal
175.000
—
44.000
44.000
263.000
Theatre Directorship Services
Beta, S.à.r.l., D. José Antonio
Torre de Silva López de Letona
Vocal
175.000
44.000
—
44.000
263.000
3.053.589
330.000
329.645
242.000
3.955.234
(1) Desde 13 de mayo de 2021
(2) Hasta 9 de mayo de 2021
En el ejercicio 2021, al igual que en 2020, no se han percibido importes por otros conceptos.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
131
A 31 de diciembre de 2021 el Consejo de Administración seguía formado por 12 miembros, la Comisión de Auditoría
y Control por 7 miembros, la Comisión de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo por 7 miembros y la
Comisión de Sostenibilidad por 5 miembros.
Los miembros del Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A., excluyendo al Presidente Ejecutivo, no
han percibido remuneración en concepto de participación en beneficios o primas, ni indemnizaciones, ni tienen
concedidos créditos ni anticipos. Tampoco han recibido acciones ni opciones sobre acciones durante el ejercicio, ni
han ejercido opciones ni tienen opciones pendientes de ejercitar.
Los miembros del Consejo de Administración se encuentran cubiertos con la misma póliza de responsabilidad civil
que asegura a todos los administradores y personal directivo de Naturgy. En el ejercicio 2021, el importe de la prima
satisfecha por Naturgy Energy Group, S.A. ha ascendido a 614 miles de euros (316 miles de euros en 2020).
Retribuciones al Comité de Dirección
A los efectos exclusivos de la información contenida en este apartado se considera Comité de Dirección al Presidente
Ejecutivo, en relación con sus funciones ejecutivas, a los directivos con dependencia directa del Presidente Ejecutivo
y a la Directora de Auditoría Interna.
A 31 de diciembre de 2021, 9 personas conforman este colectivo, sin considerar al Presidente Ejecutivo ni a la
Directora de Auditoría Interna (9 personas a 31 de diciembre de 2020). Durante 2021 no se han producido
movimientos en el Comité de Dirección.
Los importes devengados por el Comité de Dirección en concepto de retribución fija, retribución variable y otros
conceptos han ascendido en el ejercicio 2021 a 10.311 miles de euros (5.106 miles de euros, 4.997 miles de euros y
208 miles de euros, respectivamente) y a 11.408 miles de euros en el ejercicio 2020 (6.130 miles de euros, 4.752
miles de euros y 526 miles de euros, respectivamente). Al igual que en 2020, el importe correspondiente a la
retribución variable anual del Presidente Ejecutivo se liquidará como aportación voluntaria al plan de previsión social
del que es beneficiario, de acuerdo con lo establecido contractualmente.
A 31 de diciembre de 2021, el Comité de Dirección ha percibido por extensión del actual plan de incentivos de ILP,
descrito en la Nota 14, la cantidad de 831 miles de euros (a 31 de diciembre de 2020 el Comité no percibió ningún
importe por este concepto).
Las aportaciones a planes de pensiones y seguros colectivos, junto con las primas satisfechas por seguros de vida,
han ascendido a 1.458 miles de euros en el ejercicio 2021 (1.601 miles de euros en el ejercicio 2020). El importe de
los fondos acumulados por estas aportaciones, incluyendo en el caso del Presidente Ejecutivo los importes aportados
voluntariamente desde el año 2018 junto con la retribución variable anual devengada en 2021 que se liquidará como
aportación a sistemas de previsión, asciende a 16.916 miles de euros a 31 de diciembre de 2021 (13.112 miles de
euros a 31 de diciembre de 2020).
En 2021, al igual que en 2020, Naturgy no ha concedido nuevos avales sobre créditos del personal directivo. No se
han percibido indemnizaciones por bajas del Comité de Dirección en el ejercicio 2021 (14.261 miles de euros en el
ejercicio 2020).
El contrato del Presidente fue aprobado por el Consejo de Administración el 6 de febrero de 2018 y establece un
componente de retribución fijo, uno variable anual y un plan de incentivos a largo plazo así como otros beneficios
sociales.
El Consejo de Administración aprobó en su sesión de 31 de julio de 2018 un plan de incentivo variable a largo plazo
(ILP) en el que participan el Presidente Ejecutivo y otros directivos cuyas principales características se describen en la
Nota 14.
El contrato del Presidente establece una indemnización por cese o no renovación del cargo de Consejero por importe
de dos anualidades del conjunto de toda su retribución: la retribución fija total, la retribución variable anual y la parte
anualizada de la retribución a largo plazo (equivalente a 1,25 veces la retribución fija total). No procedería
indemnización en caso de incumplimiento grave y culpable de sus obligaciones profesionales que ocasionase un
perjuicio significativo a los intereses de Naturgy. Adicionalmente, y en concepto de pacto de no competencia post-
contractual por un año, se establece una indemnización equivalente a una anualidad de retribución fija total.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
132
Los contratos suscritos con los miembros del Comité de Dirección (9) contienen una cláusula que establece una
indemnización equivalente a la legalmente establecida y que oscila, en función de la antigüedad, entre las dos y las
tres anualidades y media. Dicha cláusula aplica para los supuestos de despido improcedente, así como los
contemplados en los artículos 40,41 o 50 del Estatuto de los Trabajadores y en uno de los contratos para ciertas
situaciones de cambio de control. Asimismo, los 9 contratos contienen una cláusula que establece una compensación
equivalente a una anualidad de retribución fija por no competencia post-contractual por un período de hasta dos
años.
Operaciones con miembros del Consejo de Administración y del Comité de Dirección
Los Administradores tienen el deber de evitar situaciones de conflicto de interés tal y como establece el Reglamento
del Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. y los artículos 228 y 229 de la Ley de Sociedades de
Capital. Adicionalmente, dichos artículos establecen que las situaciones de conflicto de interés en que incurran los
administradores serán objeto de información en las cuentas anuales.
En 2021 los Administradores de Naturgy Energy Group, S.A. no han comunicado al Consejo de Administración
ninguna situación general de conflicto de intereses.
Durante 2020, en dos sesiones del Consejo de Administración, dos consejeros se abstuvieron de participar al haberse
examinado inversiones inorgánicas en las que existía conflicto de interés con el de Naturgy. Salvo estos casos, los
Administradores de Naturgy Energy Group, S.A. no comunicaron al Consejo de Administración ninguna situación
general de conflicto de intereses.
En las operaciones con partes vinculadas (accionistas significativos) que se han sometido a la aprobación del Consejo,
previo informe favorable de la Comisión de Auditoría, se han abstenido, en cada caso, aquel o aquellos
Administradores relacionados con la parte vinculada implicada.
Los miembros del Consejo de Administración y del Comité de Dirección no han llevado a cabo, durante los ejercicios
2021 y 2020, operaciones vinculadas ajenas al tráfico ordinario o que no se hayan realizado en condiciones normales
de mercado con Naturgy Energy Group, S.A. o con las sociedades del grupo.
Nota 36. Litigios y arbitrajes, garantías y compromisos
Litigios y arbitrajes
Las sociedades del Grupo Naturgy son parte en ciertas disputas judiciales y extrajudiciales dentro del curso ordinario
de sus actividades. A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas los principales litigios o
arbitrajes en los que se hallan incursas las sociedades de Naturgy son las siguientes:
Reclamaciones contribuciones PIS y COFINS en Brasil
En septiembre de 2005 la Administración Tributaria de Río de Janeiro dejó sin efecto el reconocimiento que había
admitido previamente en abril de 2003 para la compensación de los créditos por las contribuciones sobre ventas
denominados PIS y COFINS pagadas por Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG, sociedad
participada en un 54,2% por Naturgy. La instancia administrativa confirmó dicha resolución en marzo de 2007, por lo
que la sociedad interpuso el recurso ante la jurisdicción contencioso-administrativa (Tribunal Federal do Rio de
Janeiro). Posteriormente, se notificó el 26 de enero de 2009 una acción civil pública contra CEG por los mismos
hechos. El importe total de esta cuota tributaria cuestionada, incluyendo intereses, ascendía en aquella fecha a 386
millones de reales brasileños (61 millones de euros) que actualizado alcanza a 470 millones de reales brasileños (74
millones de euros). En noviembre de 2015 la Justicia Federal do Rio de Janeiro dictó en primera instancia una
sentencia acogiendo parcialmente el recurso de CEG, determinando la devolución y el pago del monto único del
crédito tributario más las costas por 105 millones de reales brasileños (17 millones de euros) rechazando la
imposición de intereses moratorios (que incluyen la actualización) y multas. La sentencia fue apelada por la Hacienda
Federal de Brasil y por CEG ante el Tribunal Federal de Rio de Janeiro (Cámara de Apelación).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
133
Arbitraje Qatar Gas
En 2021 se resolvió el arbitraje sobre los precios para los suministros de gas del período 2015-2017 y se alcanzó un
acuerdo sobre el procedimiento arbitral que se había iniciado para el periodo 2018-2020.
Reclamación contra Metrogas, S.A.
Transportadora de Gas del Norte S.A. interpuso varias demandas contra Metrogas, S.A., sociedad chilena participada
en un 55,6% por Naturgy, ante distintos Juzgados Nacionales de primera Instancia en lo Civil y Comercial de
Argentina por supuestos incumplimientos contractuales en el transporte de gas argentino hacia Chile ocurridos
durante la crisis del gas argentino. En abril de 2017 Metrogas, S.A. recibió notificación judicial por la que se dicta
acumulación de los procesos, de modo que el importe total asciende a 227 millones de USD (200 millones de euros)
más intereses. Los procedimientos se hallan en estado de dictarse sentencia en primera instancia.
Incentivo medioambiental a las centrales de carbón en España
En 2007, las autoridades españolas introdujeron un régimen (incentivo medioambiental) para apoyar la instalación de
nuevos filtros de óxido de azufre en las centrales de carbón existentes. En noviembre de 2017 la Comisión Europea
abrió una investigación para determinar si dicho incentivo se ajusta a las normas sobre ayudas estatales de la Unión
Europea. En el caso de un resultado desfavorable, el riesgo estimado en los estados financieros consolidados, que no
computa el periodo en el que las centrales estuvieron sujetas al régimen económico del Real Decreto 134/2010,
podría alcanzar 67 millones de euros.
Unión Fenosa Gas
Desde 2014, Egyptian Natural Gas Holding (EGAS), empresa pública egipcia, dejó de suministrar gas a Unión Fenosa
Gas (UFG), sociedad en aquel momento participada en un 50% por Naturgy, y dejó de pagar el canon de uso de la
planta de licuefacción de Damietta. Ello provocó que Unión Fenosa Gas presentara diversas reclamaciones en sede
arbitral (Madrid, El Cairo y CIADI) contra dicho suministrador, que solicitó la nulidad del contrato, y contra la
República Árabe de Egipto. En diciembre de 2017 finalizó el arbitraje contra EGAS con sede en El Cairo, con un laudo
que confirma la posición de Unión Fenosa Gas sobre el incumplimiento de las obligaciones. En agosto de 2018 se
dictó laudo en el arbitraje de protección de inversiones (CIADI) en contra de la República Árabe de Egipto y la
condenó al pago de 2.013 millones de USD, después de impuestos y antes de intereses, quedando pendiente de
resolución el arbitraje con sede en Madrid. El 21 de diciembre de 2018 la República Árabe de Egipto presentó ante el
CIADI un recurso contra el laudo y solicitó su suspensión mientras dura la tramitación. En enero de 2020, al no haber
prestado Egipto las garantías establecidas por CIADI, la suspensión que se había decretado provisionalmente se alzó
y se retomaron las acciones de ejecución, habiéndose homologado el laudo en Reino Unido y Holanda.
En diciembre 2020 Naturgy anunció un acuerdo con ENI y la República Árabe de Egipto para resolver amigablemente
las disputas que afectan a Unión Fenosa Gas quedando la ejecución del laudo arbitral suspendida mientras se
cumplían dichas condiciones.
Tal y como se describe en la Notas 2.4.1. y 32, en marzo de 2021, Naturgy, ENI y la República Árabe de Egipto,
completaron el acuerdo alcanzado el 1 de diciembre de 2020, para resolver de forma amistosa las disputas que
afectaban a UFG. Como resultado de ello, UFG ha recibido una serie de pagos en efectivo y la mayoría de los activos
fuera de Egipto, excluyendo las actividades comerciales de UFG en España. También ha supuesto el fin del contrato
de aprovisionamiento de gas anual de alrededor de 3,5 bcm para suministrar a los ciclos combinados en España que
finalizaba en 2029, a la vez que mantiene su contrato con Omán que expira en 2025. Derivado del acuerdo, se ha
producido la adquisición de una participación adicional del 50% en UFG de forma que Naturgy alcanza el 100% de
participación en esta sociedad, obteniendo el control y pasándola a consolidar como dependiente (Nota 32). A su vez,
esta transacción ha generado una plusvalía por importe de 127 millones de euros registrado en el epígrafe de “Otros
resultados” de la Cuenta de pérdidas y ganancias consolidada (Nota 29).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
134
Bono social
El Tribunal Supremo acordó en 2016 la devolución de los importes aportados por Naturgy Energy Group, S.A. al bono
social de los años 2014 a 2016 (74 millones de euros) en aplicación del Real Decreto-Ley 9/2013. No obstante, la
Administración presentó recurso de amparo ante el Tribunal Constitucional. Tras una sentencia del Tribunal
Constitucional de 2020 y otra del Tribunal de Justicia de la Unión Europea de 2021, el Tribunal Supremo ha
confirmado su sentencia inicial.
Generación renovable
Existen algunos permisos concedidos a algunas instalaciones de generación renovable, construidas o en
construcción, que han sido recurridos en vía judicial, lo cual, en caso de que se estimaran tales recursos, podría
afectar a su viabilidad. Particularmente, se encuentra recurrida la autorización ambiental del Parque Eólico Puerto
del Rosario en Fuerteventura, así como la adjudicación, autorización administrativa y ambiental de los parques de
Cataluña de Eólica Tramuntana S.L. Para ambos casos, no se considera probable la materialización del riesgo, aunque
se ha estimado sus posibles impactos en 39 millones de euros y 57 millones de euros, respectivamente.
Electricaribe
El 14 de noviembre de 2016 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de la República de Colombia
comunicó la intervención de Electricaribe, sociedad participada por Naturgy, así como el cese de los miembros del
órgano de administración y del gerente general y su sustitución por un Agente especial designado por la
Superintendencia. El 14 de marzo de 2017, la Superintendencia anunció la decisión de liquidar la sociedad
Electricaribe. El 22 de marzo de 2017 Naturgy inició un procedimiento arbitral ante el Tribunal de la Comisión de las
Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) y el 15 de junio de 2018 formalizó la demanda en
que reclamaba aproximadamente 1.600 MUSD. El 4 de diciembre de 2018 la República de Colombia presentó la
contestación a la demanda y formuló una reconvención por aproximadamente 500 millones de USD. En marzo de
2021 se dictó laudo arbitral que desestimó las reclamaciones, tanto de Naturgy como del Estado colombiano (Nota
9).
Por otro lado, el Estado colombiano, a través de sus distintas entidades mantiene abiertos diversos procedimientos
administrativos y judiciales contra el grupo Naturgy o sus empleados por razón de Electricaribe, incluyendo, la
Fiscalía, la Superintendencia de Servicios públicos y la Superintendencia de Sociedades.
Naturgy Perú
La empresa Naturgy Perú alcanzó un acuerdo con el Estado peruano en el cual ambas partes coincidieron en dar por
resuelto el contrato de concesión y consecuentemente decretar la caducidad de la concesión de distribución del gas
natural en las regiones de Arequipa, Tacna y Moquegua. Asimismo, el Estado peruano asumió la operación de la
concesión en diciembre del 2020. En 2021 el Estado peruano ejecutó una garantía depositada por importe de 6
millones de euros. Naturgy discrepa de dicha ejecución.
A 31 de diciembre de 2021, el Balance consolidado de Naturgy incluye provisiones por litigios, según la mejor
estimación realizada con la información disponible a la fecha de formulación de estas cuentas anuales consolidadas
sobre la evolución de los mismos y las negociaciones en curso, que cubren los riesgos estimados. Por tanto, Naturgy
considera que no se derivarán pasivos adicionales significativos por los riesgos descritos en el apartado de esta nota.
Garantías
A 31 de diciembre de 2021 y 2020, las garantías prestadas por Naturgy eran las siguientes:
–Avales prestados ante terceros, básicamente por compromisos de inversiones, construcciones y expansión de
red de distribución, concursos, licitaciones y contratos de sus actividades por importe de 2.535 millones de
euros (1.535 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
135
–Avales correspondientes a las obligaciones económicas contraídas por la participación en el sistema gasista
español (MIBGAS) y en el sistema eléctrico español (MEFF y OMIE) por 513 millones de euros (487 millones de
euros a 31 de diciembre de 2020).
–Garantías por las emisiones de deuda realizadas por las sociedades del grupo Naturgy Capital Markets, S.A., Gas
Natural Finance, B.V. y Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. por un importe total de 9.720 millones de euros
(10.551 millones de euros a 31 de diciembre de 2020).
–Garantías por las obligaciones de los contratos de compra y transporte de gas y de fletamento de buques de
gas de las sociedades del grupo Naturgy Aprovisionamientos, S.A. y Gas Natural Europe, S.A.S.
Dado que las garantías mencionadas se otorgan básicamente con el fin de garantizar el cumplimiento de obligaciones
contractuales o compromisos de inversiones, los acontecimientos que llevarían a su ejecución, y por tanto el
desembolso en efectivo, serían incumplimientos por Naturgy de sus obligaciones en relación al curso ordinario de su
actividad, lo cual se considera que tiene una probabilidad de ocurrencia reducida. Naturgy estima que los pasivos no
previstos a 31 de diciembre de 2021, si los hubiera, que pudieran originarse por los avales y garantías prestados, no
serían significativos.
Compromisos contractuales
Las siguientes tablas presentan los compromisos contractuales de adquisición y de venta a 31 de diciembre de 2021
(en millones de euros):
31.12.2021
Adquisición
Total
2022
2023
2024
2025
2026
y siguientes
Compras de energía (1)
64.710
9.292
7.242
5.770
5.072
3.984
33.350
Transporte de energía (2)
3.613
573
574
553
467
388
1.058
Inversión (3)
329
293
33
2
1
—
—
Arrendamientos operativos (4)
16
16
—
—
—
—
—
Compras de combustible nuclear
31
17
14
—
—
—
—
Total obligaciones contractuales
68.699
10.191
7.863
6.325
5.540
4.372
34.408
31.12.2021
Venta
Total
2022
2023
2024
2025
2026
y siguientes
Ventas de energía (5)
18.480
3.980
2.056
1.350
1.256
1.120
8.718
Prestación servicios por cesión
capacidad (6)
2.465
282
294
283
367
311
928
Total obligaciones contractuales
20.945
4.262
2.350
1.633
1.623
1.431
9.646
1. Refleja los compromisos a largo plazo para comprar gas natural bajo los contratos de suministro de gas con
cláusulas take or pay negociados y mantenidos para “uso propio” (Nota 2.4.8.). Normalmente dichos contratos
tienen un plazo de 20 a 25 años, una cantidad mínima de gas a comprar y mecanismos de revisión de precios
indexados a precios internacionales de gas natural y precios de gas natural en los países de destino. Los
compromisos según dichos contratos se han calculado en base a los precios de gas natural a 31 de diciembre de
2021.
2. Recoge los compromisos a largo plazo (de 20 a 25 años) de transporte de gas y electricidad calculados en base
a los precios a 31 de diciembre de 2021. Asimismo, incluye los costes operativos identificados de los contratos
de fletamento de buques de transporte de gas en régimen de arrendamiento financiero de los buques que están
en operación.
3. Refleja los compromisos de inversión básicamente para la construcción de varios parques de generación
renovable en España y Australia, el desarrollo de la red de distribución y otras infraestructuras de gas y el
desarrollo de la red de distribución de electricidad. (Nota 6).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
136
4. Refleja principalmente los compromisos por arrendamientos operativos de buques a corto plazo (vencen en
2022) o cuyas cuotas son variables, así como los compromisos por arrendamientos de edificios a corto plazo,
terrenos ligados a las instalaciones de generación cuyas cuotas son variables y otros arrendamientos de bajo
valor.
El gasto de estos arrendamientos operativos ha ascendido a 41 millones de euros en el ejercicio 2021 (41
millones de euros correspondientes al ejercicio 2020).
5. Refleja básicamente los compromisos a largo plazo para vender gas natural bajo los contratos de ventas de gas
con cláusulas take or pay negociados y mantenidos para “uso propio” (Nota 2.4.8.). Se han calculado en base a
los precios de gas natural a 31 de diciembre de 2021.
También incluye los compromisos a largo plazo para vender energía eléctrica, calculados en base a los precios a
31 de diciembre de 2021.
6. Refleja los compromisos de prestación de servicios por los contratos de cesión de capacidad de generación
eléctrica en México (Nota 2.4.23.). Los compromisos según dichos contratos se han calculado en base a los
precios a 31 de diciembre 2021.
Nota 37. Honorarios auditores de cuentas
El total honorarios devengados por servicios de auditoría y relacionados y otros servicios en el ejercicio 2021
asciende a 4.235 miles de euros (4.347 miles de euros en el ejercicio 2020).
Los honorarios devengados en miles de euros por las distintas sociedades que utilizan la marca KPMG en el ejercicio
2021 (Ernst & Young -EY en el ejercicio 2020) son:
Miles de euros
2021
2020
KPMG
Auditores,
S.L.
Resto red
KPMG
Total
Ernst &
Young, S.L.
Resto red
EY
Total
Servicios de auditoría
1.468
1.350
2.818
1.738
2.148
3.886
Servicios de verificación y relacionados
con la auditoría (1)
131
378
509
88
132
220
Servicios fiscales (2)
—
392
392
—
13
13
Otros servicios (2)
15
380
395
132
92
224
Total honorarios
1.614
2.500
4.114
1.958
2.385
4.343
(1) Incluye en 2021 las revisiones limitadas de Estados financieros intermedios y honorarios relacionados con las emisiones de valores prestados por
KPMG Auditores, S.L. y Resto red KPMG.
(2) Se han reclasificado los servicios fiscales del ejercicio 2020 a efectos comparativos.
Adicionalmente, otras firmas auditoras han prestado a diversas sociedades del grupo servicios de auditoría por 121
miles de euros en el ejercicio 2021 (4 miles de euros en 2020).
En el cálculo de los honorarios de auditores de cuentas del presente período y del comparativo del año anterior, no se
ha tenido en cuenta los honorarios de las sociedades reclasificadas a operaciones interrumpidas.
Nota 38. Medio Ambiente
Actuaciones ambientales
Naturgy es consciente de los impactos ambientales de sus actividades en el entorno, por lo que la compañía presta
una especial atención a la protección del medio ambiente y al uso eficiente de los recursos naturales para satisfacer
la demanda energética.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
137
Tal como se establece en la Política de Responsabilidad Corporativa, Naturgy está comprometida a impulsar el
desarrollo sostenible de la sociedad garantizando el suministro de energía competitiva, segura y con el máximo
respeto al medio ambiente.
En Naturgy, sólo se entiende la gestión empresarial ligada al compromiso con la sostenibilidad, materializado en
objetivos concretos, ambiciosos y medibles en el Plan de Sostenibilidad de la compañía. Dicho plan, cuyas líneas
maestras contribuyen a los ODS fijados por Naciones Unidas, es la columna vertebral del nuevo Plan Estratégico
2021-2025.
El cambio climático es el gran reto global del siglo XXI y para afrontarlo la transformación del sector energético es
esencial. La transición energética se asume como una verdadera oportunidad para Naturgy, tal como se refleja en el
nuevo Plan Estratégico. Muestra de ello es el compromiso de la compañía en alcanzar la neutralidad en carbono
como muy tarde en 2050, reduciendo el total de las emisiones de GEI, alcance 1, 2 y 3, de acuerdo con las sendas
1,5ºC - 2ºC del Acuerdo de París, bajo los principios de una transición justa. Para ello, el grueso de las inversiones se
concentrará en actividades elegibles según la Taxonomía de la UE:
•Nuevas instalaciones de generación renovable, con el objetivo de alcanzar una potencia instalada del
cercana al 60% en 2025.
•Gases renovables neutros en carbono, impulsando nuevos proyectos con un objetivo de inyectar al menos 1
TWh en las redes de gas en 2025.
•Redes de energía inteligentes y adaptadas para desempeñar un papel clave en la transición energética.
De igual forma, la protección de la biodiversidad, como parte del problema del cambio climático, es otra de las
prioridades estratégicas del nuevo Plan.
Si bien en el Informe de Sostenibilidad y Estado de Información no Financiera 2021, en el capítulo “La oportunidad de
los retos medioambientales” se incluye información detallada sobre el desempeño y resultados de la gestión
ambiental de la empresa, a continuación se resumen los hitos más destacables.
Gobernanza y gestión ambiental
•Aprobación de un nuevo Plan de Sostenibilidad 2021-2025 que refuerza la ambición en la transformación
de la compañía hacia la sostenibilidad e incluye objetivos ambientales más ambiciosos.
•La mejora continua y la medición del desempeño ambiental se basan en objetivos concretos y ambiciosos,
medidos y auditados en el marco del sistema de gestión ambiental certificada (ISO 14001), y que son
hechos públicos para responder al compromiso de transparencia de la organización. En 2021, 93,1% del
EBITDA proviene de actividades industriales certificadas en gestión ambiental bajo la norma ISO 14001, que
conlleva la superación de auditorías externas realizadas anualmente.
•Naturgy fue reconocida externamente por CDP por su gestión del agua con la máxima calificación A list y
por su gestión climática, obteniendo la calificación A- en 2021, situándose en la banda de liderazgo en
ambos índices.
•Diploma “Ejemplos Empresariales de Acciones #PorElClima2021” de la Comunidad #PorElClima a la
iniciativa Biometano, energía circular para el reto climático y demográfico.
•El proyecto de gas renovable en la EDAR de Butarque fue finalista en la categoría ‘Generación Verde’ en la
primera edición de los Premios Retina ECO, organizados por El País y Capgemini.
Cambio climático y transición energética
•Naturgy ha anunciado su compromiso de alcanzar la neutralidad climática a 2050 (emisiones netas cero) en
el nuevo Plan Estratégico a 2025.
•Puesta en marcha en 2021 de 562 MW de nuevos proyectos renovables (eólicos y fotovoltaicos) a nivel
global, que han supuesto un incremento de la potencia renovable instalada hasta el 33%. Estas nuevas
instalaciones contribuyen a la descarbonización del mix de generación de Naturgy.
•Los gases renovables (biometano e hidrógeno), son la palanca clave para descarbonizar el negocio de gas de
Naturgy. En 2021 la compañía participó en proyectos de biometano, alcanzándose una capacidad de
producción o inyección a la red de 0,14 TW.
•Mejora en la gestión de las redes de gas (mejora del monitoreo, mantenimiento, mejora de materiales, etc.)
que se han traducido en una reducción del ratio de fugas de metano de un 2% respecto al año anterior.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
138
•Comercialización de tarifas y productos ECO en España, basadas en garantías de origen, para proporcionar a
los clientes energía de origen renovable. En 2021 representa un 34% de la electricidad comercializada en
mercado libre. Complementariamente, en 2021 se ha aplicado a todos los nuevos clientes de gas el
producto Gas Neutro, que es gas natural al que se compensado sus emisiones de CO 2.
Economía circular
•Se continúa con la sustitución de sustancias químicas peligrosas, por otras más amigables para el ambiente.
Ejemplo de ello es la sustitución en España, en centrales de generación hidroeléctrica, de aceites minerales
por otros biodegradables y sin toxicidad para el entorno.
•Fomento de la factura electrónica entre los clientes para eliminar el consumo de papel y la contaminación
asociada a su ciclo de vida. La factura online de Naturgy ha experimentado un crecimiento considerable, a
cierre de 2.021 hay 4,2 millones de contratos con factura on-line en España, un 41% del total, lo que
representa una reducción estimada de papel superior a 390 t al año. La medida se está implementando
también en Chile, reduciéndose la impresión de facturas en papel en más de 200.000 entre enero y octubre.
•A nivel global, en 2021 se ha producido una reducción del 24% del consumo de agua. La mayor reducción
(75%) se ha producido sobre agua dulce continental, debido fundamentalmente a que las centrales de
carbón que cerraron en 2020 utilizaban consumían mayoritariamente agua de río. Esta mejora supone una
reducción de los impactos ambientales negativos sobre el entorno, debido a la menor utilización del recurso
más sensible (agua dulce). Esta tendencia se replica en las zonas de elevado estrés hídrico, donde hay una
mayor competencia por el agua dulce y en las que se ha producido una disminución en la captación de agua
dulce del 67%.
•Se ha producido una reducción del 38% de los residuos totales generados respecto al año anterior, debido
fundamentalmente a los residuos no peligrosos por el no funcionamiento de las centrales de carbón que
producían cenizas y escorias. Los residuos peligrosos también han disminuido un 7%. En relación al destino
final de los residuos producidos, se ha alcanzado un 57% de valorización o reciclaje.
Biodiversidad y capital natural
•En el ejercicio 2021, Naturgy ha llevado a cabo múltiples actuaciones en materia de biodiversidad y capital
natural, todas ellas alineadas con la prevención, reducción y compensación de nuestros impactos para
avanzar en el compromiso de no pérdida neta de biodiversidad y la potenciación del valor de los entornos
naturales. En concreto, se han desarrollado 302 iniciativas de biodiversidad en marcha a nivel internacional,
el 25% de carácter voluntario.
•Se han realizado 145 estudios del medio natural, especialmente en el ámbito de las instalaciones de
generación (térmicas, hidráulicas y parques eólicos) y distribución eléctrica, con el fin de conocer y realizar el
seguimiento del estado ambiental y ecológico del entorno. En el caso de las centrales térmicas e hidráulicas,
se han llevado a cabo campañas de muestreo para determinar la calidad fisicoquímica y biológica del medio
acuático (ríos, embalses, etc.). Los últimos estudios realizados confirman la normalidad que se viene
observando a lo largo de la serie temporal y concluyen que las instalaciones estudiadas producen un
impacto admisible en el entorno.
•En 2021 se han desarrollado actuaciones de restauración ambiental en 635 ha. El 29% de esta superficie
corresponde a espacios, hábitats o especies protegidas.
Inversiones y gastos ambientales
Las actuaciones ambientales realizadas en el ejercicio 2021 han alcanzado un total de 758,7 millones de euros
(685,3 millones de euros en el ejercicio 2020), de los que 599,0 millones corresponden a inversiones ambientales y
159,7 millones a gastos incurridos en la gestión ambiental de las instalaciones, excluidos los derivados del mercado
de carbono. Dentro de las inversiones realizadas, destacan las realizadas en nuevos proyectos renovables, que
contribuirán a la transición energética y a reducir las emisiones específicas de CO 2 y otros contaminantes
atmosféricos.
Finalmente, y por lo que se refiere a las posibles contingencias, indemnizaciones y otros riesgos de carácter
medioambiental en las que pudiera incurrir la compañía, se cuenta con pólizas de seguro de responsabilidad civil para
cubrir los eventuales daños.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
139
Emisiones
En 2021 las emisiones totales de CO 2 consolidadas de las centrales de ciclo combinado de Naturgy y cogeneraciones
afectadas por la normativa que regula el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones han sido de 4,9 millones de
toneladas de CO 2 (6 millones de toneladas de CO 2 en 2020).
Naturgy desarrolla cada año una estrategia para gestionar el aprovisionamiento de su cartera de cobertura de
derechos de emisión de CO 2, adquiriendo los mismos a través de su participación activa tanto en el mercado
primario, como en el secundario.
Nota 39. Acontecimientos posteriores al cierre
Con fecha 3 de febrero 2022, el Consejo de Administración ha acordado la propuesta de distribución del beneficio
neto de la Sociedad correspondiente al ejercicio 2021 y del remanente de ejercicios anteriores que elevará a la Junta
General de Accionistas tal y como se describe en la Nota 14.
A excepción de este hecho, no se han producido acontecimientos posteriores significativos al cierre.
*******************
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
140
ANEXO I Sociedades de Naturgy
1. Sociedades dependientes
Naturgy BAN, S.A.
Argentina
Distribución de gas
I.G.
70,0
70,0
Gascart S.A.
Argentina
Distribución de gas
I.G.
100,0
94,2
Gasnor S.A.
Argentina
Distribución de gas
I.G.
100,0
94,2
Gasmarket S.A.
Argentina
Distribución de gas
I.G.
100,0
94,2
Ceg Río, S.A.
Brasil
Distribución de gas
I.G.
59,6
59,6
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro, S.A.
Brasil
Distribución de gas
I.G.
54,2
54,2
Gas Natural Sao Paulo Sul, S.A.
Brasil
Distribución de gas
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Redes GLP, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Gas Natural Transporte SDG, S.L.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Andalucía, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Aragón, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Balears, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Castilla La-Mancha, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
95,0
76,0
Nedgia Castilla y León, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
90,1
72,1
Nedgia Catalunya, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Cegas, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
99,7
79,8
Nedgia Galicia, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
68,5
54,8
Nedgia Madrid, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Navarra, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
100,0
80,0
Nedgia Rioja, S.A.
España
Distribución de gas
I.G.
87,5
70,0
Comercializadora Metrogas, S.A. de CV
México
Distribución de gas
I.G.
100,0
70,9
Naturgy México, S.A. de C.V.
México
Distribución de gas
I.G.
70,9
70,9
Naturgy Perú, S.A. En Liquidación (3)
Perú
Distribución de gas
I.G.
100,0
100,0
UFD Distribución Electricidad, S.A.
España
Distribución de electricidad
I.G.
100,0
100,0
Empresa de Distribución Electrica Chiriqui, S.A.
Panamá
Distribución de electricidad
I.G.
51,0
51,0
Empresa de Distribución Electrica Metro Oeste, S.A.
Panamá
Distribución de electricidad
I.G.
51,0
51,0
Gas Natural Exploración, S.L.
España
Infraestructuras de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Almacenamientos Andalucía, S.A.
España
Infraestructuras de gas
I.G.
100,0
100,0
Nueva Electricidad del Gas, S.A.U, En Liquidación
España
Infraestructuras de gas
I.G.
100,0
100,0
Petroleum Oil & Gas España, S.A.
España
Infraestructuras de gas
I.G.
100,0
100,0
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
141
Unión Fenosa Gas Exploración y Producción, S.A.U.
España
Infraestructuras de gas
I.G.
100,0
100,0
Metragaz, S.A.
Marruecos
Infraestructuras de gas
I.G.
76,7
76,7
Europe Maghreb Pipeline, Ltd.
Reino Unido
Infraestructuras de gas
I.G.
77,2
77,2
Natural Energy, S.A.
Argentina
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Serviços, S.A.
Brasil
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Aprovisionamientos, S.A.
España
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy LNG, S.L.
España
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Sagane, S.A.
España
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Unión Fenosa Gas, S.A.
España
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Europe, S.A.S.
Francia
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy LNG GOM Limited
Irlanda
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy LNG Marketing Ltd
Irlanda
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Servicios, S.A. de C.V.
México
Comercialización de gas
I.G.
100,0
70,9
Naturgy LNG Singapore Pte. Ltd
Singapore
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Puerto Rico, Inc
Puerto Rico
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Naturgy LNG GOM, S.L.
España
Comercialización de gas
I.G.
100,0
100,0
Comercializadora Regulada Gas & Power, S.A.
España
Comercialización de gas y electricidad
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Comercializadora, S.A.
España
Comercialización de gas y electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Commodities Trading, S.A.
España
Comercialización de gas y electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Iberia, S.A.
España
Comercialización de gas y electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Clientes, S.A.
España
Comercialización de gas y electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Energy (UK), Ltd
Reino Unido
Comercialización de gas y electricidad
I.G.
100,0
100,0
Berrybank 2 Asset Pty Ltd
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Berrybank 2 Asset Trust
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Berrybank Development Pty, Ltd
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Crookwell 3 Development Pty Ltd.
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Crookwell Development Pty, Ltd
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Hawkesdale Asset Pty Ltd
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Hawkesdale Asset Trust
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Ryan Corner Development Pty, Ltd
Australia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
74,0
Global Power Generation Brasil Geracao de Energía Ltda
Brasil
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Guimarania I Solar Spe Ltda.
Brasil
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Guimarania II Solar Spe Ltda.
Brasil
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Sertao i Solar Energía, SPE, Ltda
Brasil
Generación de Electricidad
I.G.
85,0
63,8
Sobral i Solar Energía, SPE, Ltda
Brasil
Generación de Electricidad
I.G.
85,0
63,8
Gestión y Servicios Cabo Leones II
Chile
Generación de Electricidad
I:G.
51,0
38,3
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
142
GPG Generación Distribuida, S.p.A.
Chile
Generación de Electricidad
I:G.
100,0
75,0
GPG Solar Chile 2017 SpA
Chile
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Iberéolica Cabo Leones II, S.A.
Chile
Generación de Electricidad
I.G.
51,0
38,3
Inca de Varas I
Chile
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Inca de Varas II
Chile
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Parque Eólico Vientos del Pacífico, S.p.A
Chile
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Almar Ccs, S.A.
Costa Rica
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Unión Fenosa Generadora La Joya, S.A.
Costa Rica
Generación de Electricidad
I.G.
65,0
48,8
Unión Fenosa Generadora Torito, S.A.
Costa Rica
Generación de Electricidad
I.G.
65,0
48,8
Boreas Eólica 2, S.A.
España
Generación de Electricidad
I.G.
89,6
89,6
Corporación Eólica de Zaragoza, S.L
España
Generación de Electricidad
I.G.
68,0
68,0
Energías Ambientales de Somozas, S.A.
España
Generación de Electricidad
I.G.
97,0
97,0
Energías Especiales Alcoholeras, S.A., En Liquidación
España
Generación de Electricidad
I.G.
82,3
82,3
Eólica Tramuntana, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Explotaciones Eólicas Sierra de Utrera, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
75,0
75,0
Global Power Generation, S.A.
España
Generación de Electricidad
I.G.
75,0
75,0
J.G.C. Cogeneración Daimiel, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
97,6
97,6
Infraestuctures Electriques de la Terra Alta, S.A.U
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Ciclos Combinados, S.L.U.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Future, S.L.U.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Generación, S.L.U.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Generación Térmica S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Renovables Canarias, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Renovables Ruralia, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
75,0
75,0
Naturgy Renovables, S.L.U.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
P.E. Nerea, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
95,0
95,0
P.E. Peñarroldana, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
95,0
95,0
Societat Eòlica de l´Enderrocada, S.A.
España
Generación de Electricidad
I.G.
76,2
76,2
Tratamiento Cinca Medio, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
90,0
90,0
ROBLA HUB, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
50,8
50,8
El Almendro, S.L.
España
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
7V Solar Ranch, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Auglaize County Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Bar C Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Stonefield Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Candela Renewables Hamel DevCo LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
143
Canoe Creek Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Defiance County Solar Project, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Dugas Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Front Range Midway Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Ft. Meade Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Grimes County Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Half Moon Solar Project, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Hayden Run Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Knickerbocker Solar Project, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Lonesome Camp Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Mark Center Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Marshville Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Yeager Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Candela Devco LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Solar Operation USA LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Rough Hat 2 Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Rough Hat Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Saguache County Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Scioto Farms Solar Project, LLC.
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Stone Mill Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Summer Shade Solar, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Vulcan Solar Project, LLC
Estados Unidos
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Spanish Israeli Operation and Maintenance Company, Ltd.
Israel
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
El Gritón Solar S.A. de C.V.
México
Generación de Electricidad
I.G.
80,0
60,0
Fuerza y Energía Bii Hioxo, S.A. de C.V.
México
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Fuerza y Energía de Hermosillo, S.A. de C.V.
México
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Fuerza y Energía de Naco Nogales, S.A. de C.V.
México
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A de C.V
México
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V.
México
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
GPG Energía México, S.A. de C.V.
México
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Energía y Servicios de Panamá, S.A.
Panamá
Generación de Electricidad
I.G.
51,0
38,3
Generadora Palamara La Vega, S.A.
Rep. Dominicana
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
75,0
Naturgy Rinnovabili Italia, SRL
Italia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Renouvelables France SAS
Francia
Generación de Electricidad
I.G.
100,0
100,0
Lignitos de Meirama, S.A.
España
Minería
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Informática, S.A.
España
Servicios Informáticos
I.G.
100,0
100,0
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
144
United Saudi Spanish Power and Gas Services, LLC
Arabia Saudí
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
78,8
Gas Natural Fenosa Engineering Brasil , S.A., En Liquidaçao
Brasil
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
100,0
Operación y Mantenimiento Energy Costa Rica, S.A.
Costa Rica
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
75,0
Naturgy Engineering, S.L.
España
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Ingeniería Nuclear, S.L.
España
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
100,0
GPG Ingeniería y Desarrollo de Generación, S.L.
España
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
75,0
Operación y Mantenimiento Energy, S.A.
España
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
75,0
Proyectos Balmes México, S.A. de C.V.
México
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
75,0
Gas Natural Fenosa Ingenieria México, S.A. de C.V., En Liquidación
México
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
100,0
Unión Fenosa Operación México S.A. de C.V.
México
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
75,0
Operations & Maintenance Energy Uganda Ltd
Uganda
Servicios Ingeniería
I.G.
100,0
75,0
Natural Re, S.A.
Luxemburgo
Seguros
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Alfa Investments, S.A.U
España
Servicios financieros
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Capital Markets, S.A.
España
Servicios financieros
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Participaciones, S.A.U.
España
Servicios financieros
I.G.
100,0
100,0
Unión Fenosa Preferentes, S.A.U.
España
Servicios financieros
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Finance B.V.
Holanda
Servicios financieros
I.G.
100,0
100,0
Natural Servicios, S.A.
Argentina
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural do Brasil, S.A.
Brasil
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Lean Grids Services Mexico, S.R.L.
México
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Servicios Económicos, S.A.S.
Colombia
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Gas Natural Servicios Integrales, S.A.S.
Colombia
Servicios
I.G.
100,0
100,0
General de Edificios y Solares, S.L.
España
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Nuevas Energías, S.L.U.
España
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Administración y Servicios ECAP, S.A. de C.V.
México
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Administradora de Servicios de Energía México, S.A. de CV
México
Servicios
I.G.
100,0
70,9
Energía y Confort Administración de Personal, S.A. de C.V.
México
Servicios
I.G.
100,0
71,5
Sistemas de Administración y Servicios, S.A. de C.V.
México
Servicios
I.G.
71,0
71,0
Naturgy Services, S.A.
Panamá
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Inversiones Hermill, S.A.
Rep. Dominicana
Servicios
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Argentina, S.A.
Argentina
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Invergás, S.A.
Argentina
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Global Power Generation Australia Pty, Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
98,7
74,0
Berrybank 2 Hold Pty Ltd
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Berrybank 2 Hold Trust
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Berrybank Development Finco Pty Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
145
Crookwell 3 Development Finco Pty Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Crookwell Development Finco Pty Ltd.
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Hawkesdale Hold Pty Ltd
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Hawkesdale Hold Trust
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Ryan Corner Development Finco Pty Ltd
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Paling Yards Development Finco Pty Ltd (PYDF)
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Paling Yards Development Pty Ltd
Australia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
74,0
Global Power Generation Chile, S.p.A.
Chile
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
75,0
GPG México Wind, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
75,0
GPG México, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
75,0
Holding de Negocios de Gas, S.A.
España
Sociedad de cartera
I.G.
80,0
80,0
Holding Negocios Electricidad, S.A.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
La Propagadora del Gas, S.A.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Acciones, S.L.U.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Distribución Latinoamerica, S.A.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Electricidad Colombia, S.L.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Infraestructuras EMEA, S.L.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Inversiones Internacionales, S.A.
España
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Hamel Renewables Holdco LLC
Estados Unidos
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Renewables USA Corp
Estados Unidos
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Naturgy Solar USA LLC
Estados Unidos
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
First Independent Power (Kenya), Ltd.
Kenia
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
75,0
Unión Fenosa México, S.A. de C.V.
México
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
75,0
Distribuidora Eléctrica de Caribe, S.A.
Panamá
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
100,0
Generación Eléctrica del Caribe , S.A.
Panamá
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
75,0
Buenergía Gas &Power, LLC
Puerto Rico
Sociedad de cartera
I.G.
95,0
71,3
Grupo CGE:
Agua Negra S.A.
Argentina
Distribución de electricidad
I.G.
100,0
100,0
Energía San Juan S.A.
Argentina
Distribución de electricidad
I.G.
100,0
100,0
CGE Argentina S.A.
Chile
Distribución de electricidad
I.G.
100,0
100,0
CGE Gas Natural, S.A.
Chile
Sociedad de cartera
I.G.
92,3
92,3
Aprovisionadora Global de Energía, S.A.
Chile
Distribución de gas
I.G.
60,2
55,6
Gas Sur S.A.
Chile
Distribución de gas
I.G.
100,0
92,3
Innergy Holdings S.A.
Chile
Distribución de gas
I.G.
60,0
55,4
Innergy Soluciones Energéticas S.A.
Chile
Distribución de gas
I.G.
100,0
55,4
Innergy Transportes S.A.
Chile
Distribución de gas
I.G.
100,0
55,4
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
146
Metrogas S.A.
Chile
Distribución de gas
I.G.
60,2
55,6
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.
Argentina
Infraestructuras de gas
I.G.
56,7
52,4
Gasoducto del Pacífico S.A.
Chile
Infraestructuras de gas
I.G.
60,0
55,4
Centrogas S.A.
Chile
Servicios
I.G.
100,0
55,6
Empresa Chilena de Gas Natural S.A.
Chile
Servicios
I.G.
100,0
55,6
Financiamiento Doméstico S.A.
Chile
Servicios
I.G.
99,9
55,5
GN Holding Argentina Comercializadora, S.A.
Argentina
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
92,3
GN Holding Argentina, S.A.
Chile
Sociedad de cartera
I.G.
100,0
92,3
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
(1) Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.
(2) Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.
(3) Sociedades registradas como Mantenidas para la venta.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
147
2. Sociedades de negocios conjuntos
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Medgaz, S.A.
España
Infraestructuras de gas
M.P.
49,0
24,5
Medina Partnership, S.A.
España
Sociedad de cartera
M.P.
50,0
50,0
Gas Natural Vehicular del Norte Asociación en Participación
México
Distribución de gas
M.P.
51,3
36,4
Eléctrica Conquense, S.A.
España
Distribución de electricidad
M.P.
46,4
46,4
Eléctrica Conquense de Distribución, S.A.
España
Distribución de electricidad
M.P.
100,0
46,4
CH4 Energía S.A. de C.V.
México
Comercialización de gas
M.P.
50,0
35,4
ENER RENOVA, S.A.
Chile
Generación de Electricidad
M.P.
40,0
40,0
Colectora la Serrata, S.L.
España
Generación de Electricidad
M.P.
35,7
35,7
Desarrollo de Energías Renovables de Navarra, S.A.
España
Generación de Electricidad
M.P.
50,0
50,0
Infraestructuras Eléctricas La Mudarra, S.L
España
Generación de Electricidad
M.P.
39,6
36,6
Nueva Generadora del Sur, S.A.
España
Generación de Electricidad
M.P.
50,0
50,0
P.E. Cinseiro, S.L.
España
Generación de Electricidad
M.P.
50,0
50,0
Toledo PV, A.E.I.E
España
Generación de Electricidad
M.P.
33,3
33,3
EcoEléctrica Holding, LLC.
Puerto Rico
Sociedad de cartera
M.P.
50,0
35,6
EcoEléctrica, L.P.
Puerto Rico
Generación de Electricidad
M.P.
100,0
35,6
EcoEléctrica LLC
Puerto Rico
Sociedad de cartera
M.P.
100,0
35,6
Grupo CGE:
Gasoducto GasAndes, S.A. (Argentina)
Argentina
Infraestructuras de gas
M.P.
47,0
26,1
Andes Operaciones y Servicios S.A.
Chile
Infraestructuras de gas
M.P.
50,0
27,8
Gas Natural Producción, S.A.
Chile
Infraestructuras de gas
M.P.
36,2
33,4
Gasoducto GasAndes, S.A. (Chile)
Chile
Infraestructuras de gas
M.P.
47,0
26,1
GNL Chile S.A.
Chile
Infraestructuras de gas
M.P.
33,3
18,5
(1) Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.
(2) Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
148
3. Entidades de operaciones conjuntas
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Bezana / Beguenzo
España
Infraestructuras de gas
I.P.
55,6
55,6
Boquerón
España
Infraestructuras de gas
I.P.
4,5
4,5
Casablanca
España
Infraestructuras de gas
I.P.
9,5
9,5
Chipirón
España
Infraestructuras de gas
I.P.
2,0
2,0
Montanazo
España
Infraestructuras de gas
I.P.
17,7
17,7
Rodaballo
España
Infraestructuras de gas
I.P.
4,0
4,0
Central Térmica de Anllares, A.I.E.
España
Generación de electricidad
I.P.
66,7
66,7
Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E
España
Generación de Electricidad
I.P.
19,1
19,1
Comunidad de bienes Central Nuclear de Almaraz (Grupo I y II)
España
Generación de electricidad
I.P.
11,3
11,3
Comunidad de bienes Central Nuclear de Trillo (Grupo I)
España
Generación de electricidad
I.P.
34,5
34,5
Comunidad de bienes Central Térmica de Aceca
España
Generación de electricidad
I.P.
50,0
50,0
Comunidad de bienes Central Térmica de Anllares
España
Generación de electricidad
I.P.
66,7
66,7
UTE ESE Clece - Gas Natural
España
Servicios
I.P.
50,0
50,0
(1) Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.
(2) Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
149
4. Sociedades asociadas
Método
% Participación Total
de
% Participación
% Participación
Sociedad
País
Actividad
Consolidación (1)
Control (2)
Patrimonial
Qalhat LNG S.A.O.C. (Grupo Unión Fenosa Gas)
Omán
Infraestructuras de gas
M.P.
7,4
7,4
Sistemas Energéticos La Muela, S.A.
España
Generación de Electricidad
M.P.
20,0
20,0
Sistemas Energéticos Mas Garullo, S.A.
España
Generación de Electricidad
M.P.
18,0
18,0
Sociedade Galega do Medio Ambiente, S.A.
España
Generación de Electricidad
M.P.
49,0
49,0
Bluemobility System, S.L. En Liquidación
España
Servicios
M.P.
20,0
20,0
Kromschroeder, S.A.
España
Servicios
M.P.
44,5
44,5
(1) Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.
(2) Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
150
ANEXO II Variaciones en el perímetro de consolidación
Las principales variaciones en el perímetro de consolidación producidas en el ejercicio 2021 han sido las siguientes:
Naturgy Renewables USA Corp
Constitución
14 de enero
100,0
100,0
Global
Naturgy Solar USA LLC
Constitución
14 de enero
100,0
100,0
Global
Hamel Renewables Holdco LLC
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Hamel Renewables LLC
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Candela Renewables Hamel DevCo LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
7V Solar Ranch, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Mark Center Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Front Range Midway Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Grimes County Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Hayden Run Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Saguache County Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Scioto Farms Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Defiance County Solar Project, LLC
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Lonesome Camp Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Canoe Creek Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Auglaize County Solar Project, LLC.
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Yeager Solar, LLC
Adquisición
14 de enero
100,0
100,0
Global
Naturgy Ciclos Combinados, S.L.U.
Constitución
26 de enero
100,0
100,0
Global
Naturgy IT, SL
Enajenación
1 de febrero
60,0
15,0
—
Lean Corporate Services, S.L..
Enajenación
1 de febrero
60,0
15,0
—
Lean Customer Services, S.L.
Enajenación
1 de febrero
60,0
15,0
—
Lean Grids Services, S.L.
Enajenación
1 de febrero
60,0
15,0
—
Lean Grids Services Chile SpA
Enajenación
1 de febrero
60,0
15,0
—
CGE Comercializadora SpA
Constitución
11 de febrero
96,0
96,0
Global
Unión Fenosa Gas, S.A.
Adquisición
10 de marzo
50,0
100,0
Global
Nueva Electricidad del Gas, S.A.U, En Liquidación
Adquisición
10 de marzo
50,0
100,0
Global
Unión Fenosa Gas Exploración y Producción, S.A.U.
Adquisición
10 de marzo
50,0
100,0
Global
Unión Fenosa Gas Infraestructures B.V.
Adquisición
10 de marzo
50,0
100,0
Global
Qalhat LNG S.A.O.C.
Adquisición
10 de marzo
3,7
7,4
Participación
Unión Fenosa Gas Comercializadora, S.A.
Enajenación
10 de marzo
50,0
—
—
Segas Services, S.A.E.
Enajenación
10 de marzo
40,7
—
—
Spanish Egyptian Gas Company S.A.E.
Enajenación
10 de marzo
40,0
—
—
Colectora la Serrata, S.L.
Adquisición
15 de marzo
35,7
35,7
Participación
Naturgy Generación Termica, S.L.
Constitución
7 de abril
100,0
100,0
Global
Naturgy Solar Operation USA LLC
Constitución
17 de mayo
100,0
100,0
Global
Mobiligaz, SAS
Constitución
1 de junio
100,0
100,0
Global
Cogeneración del Noroeste, S.L
Enajenación
3 de junio
40,0
40,0
—
Gas Natural Fenosa Engineering, S.A.S. (colombia)
Liquidación
17 de junio
100,0
100,0
—
Stonefield Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Rough Hat Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Rough Hat 2 Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Dugas Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Summer Shade Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Ft. Meade Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Knickerbocker Solar Project, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Marshville Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Stone Mill Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Half Moon Solar Project, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Vulcan Solar Project, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Bar C Solar, LLC
Constitución
30 de junio
100,0
100,0
Global
Mobiligaz, SAS
Enajenación
13 de julio
100,0
—
—
Compañía General de Electricidad, S.A.
Enajenación
28 de julio
96,0
—
—
CGE Servicios, S.A.
Enajenación
28 de julio
100,0
—
—
CGE Magallanes S.A.
Enajenación
28 de julio
95,9
—
—
Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
Enajenación
28 de julio
53,0
—
—
Energy Sur Ingeniería, S.A.
Enajenación
28 de julio
52,8
—
—
Transformadores Tusan S.A.
Enajenación
28 de julio
96,0
—
—
TV Red S.A.
Enajenación
28 de julio
47,7
—
—
Denominación de la entidad
Categoría de la
operación
Fecha efectiva
de la operación
Derechos de voto
adquiridos /
dados de baja
(%)
Derechos de voto
tras la operación
(%)
Método de
integración tras
la operación
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
151
CGE Comercializadora SpA
Enajenación
28 de julio
96,0
—
—
ROBLA HUB, S.L.
Constitución
28 de julio
50,8
50,8
Participación
Paling Yards Development Finco Pty Ltd (PYDF)
Constitución
21 de septiembre
100,0
100,0
Global
Paling Yards Development Pty Ltd
Constitución
21 de septiembre
100,0
100,0
Global
Naturgy Rinnovabili Italia, SRL
Constitución
27 de julio
100,0
100,0
Global
Naturgy Renouvelables France SAS
Constitución
22 de juio
100,0
100,0
Global
UFG Infrastructures, BV.
Liquidación
28 de octubre
100,0
100,0
Global
Naturgy Clientes, S.A.
Constitución
28 de octubre
100,0
100,0
Global
Naturgy LGN GOM
Constitución
10 de diciembre
100,0
100,0
Global
El Almendro, SL
Adquisición
23 de diciembre
100,0
100,0
Global
Naturgy LTD
Enajenación
20 de diciembre
100,0
—
—
Sociedad Gestora de Parques de Andalucía, S.A
Liquidación
29 de diciembre
21,0
—
—
Denominación de la entidad
Categoría de la
operación
Fecha efectiva
de la operación
Derechos de voto
adquiridos /
dados de baja
(%)
Derechos de voto
tras la operación
(%)
Método de
integración tras
la operación
Las principales variaciones en el perímetro de consolidación producidas en el ejercicio 2020 fueron las siguientes:
Denominación de la entidad
Categoría de la
operación
Fecha efectiva
de la operación
Derechos de voto
adquiridos /dados
de baja (%)
Derechos de voto
tras la operación
(%)
Método de
integración tras
la operación
CER's Commercial Corp (Panama)
Enajenación
2 de enero
25,0
—
—
Eólica Tramuntana 21, S.L.
Liquidación
7 de enero
60,0
—
—
Eólica Tramuntana 22, S.L.
Liquidación
7 de enero
60,0
—
—
Eólica Tramuntana 23, S.L.
Liquidación
7 de enero
60,0
—
—
Gas Natural Fenosa LNG International Ltd
Liquidación
15 de enero
100,0
—
—
Ghesa Ingeniería y Tecnología, S.A.
Enajenación
20 de enero
47,9
—
—
Clover Financial and Treasury Services, DAC.
Liquidación
7 de febrero
100,0
—
—
Lean Corporate Services, S.L..
Enajenación
9 de marzo
25,0
75,0
Global
Lean Customer Services, S.L.
Enajenación
9 de marzo
25,0
75,0
Global
Lean Grids Services, S.L.
Enajenación
30 de marzo
25,0
75,0
Global
Mataró Energía Sostenible, S.A.
Enajenación
2 de abril
51,1
—
—
Iberafrica power LTD
Enajenación
3 de abril
100,0
—
—
Gas Natural West Africa
Liquidación
21 de abril
40,0
—
—
Medgaz, S.A
Adquisición
30 de abril
34,1
49,0
Participación
Medina Partnership, S.A.U.
Enajenación
15 de julio
50,0
50,0
Participación
Berrybank 2 Hold Pty Ltd
Constitución
8 de julio
100,0
100,0
Global
Berrybank 2 Asset Pty Ltd
Constitución
17 de julio
100,0
100,0
Global
Berrybank 2 Hold Trust
Constitución
13 de julio
100,0
100,0
Global
Berrybank 2 Asset Trust
Constitución
20 de julio
100,0
100,0
Global
Hawkesdale Hold Pty Ltd
Constitución
7 de agosto
100,0
100,0
Global
Hawkesdale Asset Pty Ltd
Constitución
25 de agosto
100,0
100,0
Global
Hawkesdale Hold Trust
Constitución
10 de agosto
100,0
100,0
Global
Hawkesdale Asset Trust
Constitución
26 de agosto
100,0
100,0
Global
Gestión y Servicios Cabo Leones II
Constitución
9 de septiembre
51,0
51,0
Global
Montouto 200, S.A.
Enajenación
15 de septiembre
49,0
—
—
Hidroeléctrica Rio San Juan SAS ESP, en liquidación
Liquidación
9 de octubre
100,0
—
—
Unión Fenosa Minería, S.A.
Liquidación
21 de octubre
100,0
—
—
GPG Generacion Distribuida SpA
Constitución
3 de noviembre
100,0
100,0
Global
Eólica Tramuntana, S.L.
Adquisición
15 de diciembre
34,2
100,0
Global
Infraestructures Electriques de la Terra Alta, S.L.U.
Adquisición
15 de diciembre
100,0
100,0
Global
Gas Natural Fenosa Engineering Panamá, S.A.
Liquidación
20 de diciembre
100,0
—
—
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
152
ANEXO III Sociedades del grupo fiscal Naturgy
Las sociedades pertenecientes al grupo fiscal Naturgy son las siguientes:
Naturgy Energy Group, S.A.
Naturgy Future, S.L.U.
Boreas Eólica 2, S.A.
Naturgy Generación Térmica, S.L.U.
Comercializadora Regulada, Gas & Power, S.A.
Naturgy Generación, S.L.U.
Energías Ambientales de Somozas, S.A.
Naturgy Iberia, S.A.
Eólica Tramuntana, S.L.
Naturgy Informática, S.A.
Europe Maghreb Pipeline, Ltd.
Naturgy Infraestructuras EMEA, S.L.
Explotaciones Eólicas Sierra de Utrera, S.L.
Naturgy Ingeniería Nuclear, S.L.
Fenosa, S.L.U.
Naturgy Inversiones Internacionales, S.A.
Gas Natural Comercializadora, S.A.
Naturgy LNG, S.L.
Gas Natural Exploración, S.L.
Naturgy LNG GOM, S.L.
Gas Natural Redes GLP, S.A.
Naturgy Nuevas Energías, S.L.U.
Gas Natural Transporte SDG, S.L.
Naturgy Participaciones, S.A.
General de Edificios y Solares, S.L.
Naturgy Renovables Canarias, S.L.U.
Global Power Generation, S.A.
Naturgy Renovables Ruralia, S.L.U.
GPG Ingeniería y Desarrollo de Generación, S.L.U.
Naturgy Renovables, S.L.U.
GPG México Wind, S.L.U.
Naturgy Wind, S.L.U.
GPG México, S.L.U.
Nedgia Andalucía, S.A.
Holding de Negocios de Gas, S.A.U.
Nedgia Aragón, S.A.
Holding de Negocios Electricidad, S.A.
Nedgia Balears, S.A.
Infraestructures eléctriques de la Tierra Alta, S.L.U.
Nedgia Castilla La-Mancha, S.A.
J.G.C. Cogeneración Daimiel, S.L.
Nedgia Catalunya, S.A.
La Propagadora del Gas, S.A.
Nedgia Cegas, S.A.
Lignitos de Meirama, S.A.
Nedgia Madrid, S.A.
Naturgy Acciones, S.L.U.
Nedgia Navarra, S.A.
Naturgy Alfa Investments, S.A.U
Nedgia, S.A.
Naturgy Almacenamientos Andalucía, S.A.
Operación y Mantenimiento Energy, S.A.
Naturgy Aprovisionamientos, S.A.
P.E. Nerea, S.L.
Naturgy Capital Markets, S.A.
P.E. Peñarroldana, S.L.
Naturgy Ciclos Combinados, S.L.U.
Petroleum Oil & Gas España, S.A.
Naturgy Clientes, S.A.U.
Sagane, S.A.
Naturgy Commodities Trading, S.A.
Societat Eòlica de l´Enderrocada, S.A.
Naturgy Distribución Latinoamérica, S.A.
Tratamiento Cinca Medio, S.L.
Naturgy Electricidad Colombia, S.L.
UFD Distribución Electricidad, S.A.
Naturgy Engineering, S.L.
Unión Fenosa Preferentes, S.A.U.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
153
Anexo IV. Marco regulatorio
1. Entorno Regulatorio Europeo
Tras un esfuerzo por la apertura del mercado iniciado con las primeras directivas del gas y la electricidad de 1997 y
1996, la Unión Europea (UE) se está enfocando actualmente en la transición energética y ha adoptado un conjunto
de normas encaminadas a luchar por un sistema energético más seguro, competitivo y sostenible que aborde el
desafío del cambio climático. Este nuevo marco se denominó paquete “Energía limpia para todos los europeos” que
proporcionó un marco jurídico estable para fomentar la inversión necesaria.
Desde 2018 gran parte de la legislación europea en materia de energía ha sido revisada, alcanzándose acuerdos que
definirán la regulación energética de la UE en los horizontes 2030 y 2050. En este sentido, se ha dotado de un marco
normativo exhaustivo para avanzar en la transición energética, alcanzar los objetivos del Acuerdo de París, hacer de
la UE un líder a nivel mundial en materia de energías renovables, consagrar el principio de “lo primero, la eficiencia
energética” y contribuir a modernizar la economía e industria europeas.
Las piezas legislativas cubren, entre otros aspectos, la reforma del mercado de derechos de emisión, el reparto de
esfuerzos nacionales de reducción de emisiones en sectores difusos, el desarrollo de energías renovables y de
medidas de eficiencia energética, la adopción de Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima, la normativa del
mercado interior de electricidad o estándares de emisiones de CO2 para fabricantes de vehículos.
Dentro de este paquete, tienen especial relevancia por su contenido las siguientes normas:
–Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la Gobernanza de la Unión de la
Energía y de la Acción por el Clima, que delimita el contenido de los Planes Nacionales Integrados de Energía y
Clima (PNIECs), así como el proceso de adopción de todos ellos a nivel europeo.
–Directiva 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica
la Directiva 2012/27/UE que deberá transponerse a la legislación española antes del 31 de diciembre de 2020.
–Reglamento 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad.
–Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo relativa al fomento del uso de energía
procedente de fuentes renovables cuya fecha de transposición al ordenamiento jurídico nacional finalizó el 31
de junio de 2021.
–Directiva (UE) 2018/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo por la que se modifica la Directiva 2012/27/
UE relativa a la eficiencia energética.
–Directiva 2018/844 por la que se modifica la Directiva 2010/31/UE relativa a la eficiencia energética de los
edificios.
–Directiva (UE) 2019/692 por la que se modifica la Directiva 2009/73/CE sobre normas comunes para el
mercado interior del gas natural.
–Pacto Verde Europeo presentado por la Comisión Europea el 11 de diciembre de 2019 que estableció la nueva
estrategia de crecimiento de la Comisión Europea para los próximos años, en torno a la sostenibilidad y la lucha
contra el cambio climático, proponiendo un aumento de los objetivos de reducción de emisiones de al menos el
55% a 2030.
En el marco de dicho Pacto Verde Europeo, el 9 de julio de 2021 se publicó el Reglamento (UE) 2021/1119 del
Parlamento Europeo y del Consejo de 30 de junio de 2021 por el que se establece el marco para lograr la neutralidad
climática y se modifican los Reglamentos (CE) 401/2009 y (UE) 2018/1999 («Legislación europea sobre el clima»).
En él se fijan, entre otras cuestiones, un nuevo objetivo de reducción de emisiones netas de un 55% en 2030 con
respecto a 1990 (frente al 40% anteriormente en vigor) y un objetivo de neutralidad climática de emisiones en 2050,
vinculantes a nivel Unión Europea.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
154
Con el fin de conseguir los nuevos objetivos más ambiciosos, el 14 de julio de 2021 la Comisión Europea presentó un
nuevo paquete de propuestas legislativas conocido como “Paquete Fit for 55” que propone ajustes en las políticas
europeas de clima, energía, uso del suelo, transporte y fiscalidad que contribuyan a alcanzar los objetivos europeos
adoptados en la Ley Europea de Clima en línea con la Estrategia del Pacto Verde Europeo.
Entre las medidas incluidas en este paquete se encuentran la revisión del Régimen europeo de Comercio de Derechos
de Emisión y del mecanismo de Reserva de Estabilidad del Mercado de CO 2; revisión del Reglamento de reparto de
esfuerzos de reducción de emisiones en sectores difusos; mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera; propuesta
de revisión de la Directiva de Energías Renovables, propuesta de revisión de la Directiva de Eficiencia Energética,
Reglamento sobre el uso de combustibles renovables y con baja emisión de carbono en el transporte marítimo,
revisión de la Directiva de Infraestructura de Combustibles Alternativos, revisión del Reglamento de estándares de
emisiones de CO 2 para coches y furgonetas y revisión de la Directiva de Fiscalidad Energética.
Posteriormente, con fecha 15 de diciembre 2021, la Comisión Europea ha publicado el segundo bloque del paquete
legislativo “Fit for 55” sobre energía. Este segundo bloque consta de: (1) Directiva y Reglamentos del mercado
interior de gas natural, renovable e hidrógeno, (2) Reglamento de Emisiones de Metano, (3) Directiva Eficiencia
Energética en Edificios, y (4) Comunicación Ciclos Sostenibles de CO 2.
Estas propuestas legislativas de la Comisión inician ahora formalmente un proceso de tramitación y adopción en el
Parlamento y Consejo Europeos, que se podrá extender entre 18-24 meses hasta su adopción final.
2. Regulación del sector energético en España
2.1. Regulación del sector del gas natural en España
2.1.1. Principales características del sector del gas natural en España
El sector gasista español está regulado por la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, reformada
por la Ley 12/2007, el Real Decreto Ley 13/2012, la Ley 18/2014, la Ley 18/2015, el Real Decreto-ley 1/2019 y
por su normativa de desarrollo.
A grandes rasgos, el sector gasista español se caracteriza por:
–Es un sector en el que conviven actividades reguladas y no reguladas, siendo las actividades reguladas el
transporte, la regasificación, el almacenamiento y la distribución de gas natural, y las actividades no reguladas
la producción, el aprovisionamiento y el suministro de gas natural realizado por las comercializadoras.
–El sector del gas natural es casi totalmente dependiente de los suministros exteriores de gas natural, que
suponen casi el 99,9% del gas natural suministrado en España.
–En aplicación de la normativa comunitaria (Directivas 2003/55/CE, de 26 de junio, y 2009/73/UE), el
suministro de gas natural en España está completamente liberalizado, todos los consumidores españoles
pueden elegir libremente proveedor de gas natural desde el 1 de enero de 2003. El procedimiento liberalizador
del sector se reforzó de forma sustancial con la desaparición desde el 1 de julio de 2008 del suministro regulado
a tarifa por las empresas distribuidoras y el consiguiente derecho de todos los consumidores de participar en el
mercado liberalizado (aunque como se indica más adelante se mantiene una tarifa de último recurso para los
consumidores de menor volumen).
2.1.2. Actividades reguladas del sector del gas natural
Las principales características de las actividades reguladas son i) la necesidad de autorización administrativa previa
de carácter reglado y ii) la asignación de una remuneración establecida normativamente, iii) el sometimiento a
obligaciones específicas de acceso de terceros a la red y iv) el establecimiento de un régimen específico de
separación de actividades.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
155
Tras la aprobación del Real Decreto-ley 1/2019 que atribuye nuevas funciones a la Comisión Nacional de los
Mercados y la Competencia (CNMC) dicho organismo es el responsable de establecer la metodología y los valores
retributivos correspondientes a las actividades de distribución y transporte y regasificación de gas natural. La CNMC
también es desde entonces la responsable de establecer la metodología y condiciones de acceso y asignación de
capacidad en el sistema de gas.
2.1.2.1. Transporte
La actividad de transporte comprende la regasificación, el almacenamiento y el transporte del gas en sentido estricto
a través de la red de transporte básica de gas de alta presión:
–Regasificación: El gas natural es importado a España vía gasoducto (en forma gaseosa) y vía buques de
transporte de gas (en forma líquida, referido como gas natural licuado). La regasificación es la actividad que
comprende la conversión del gas natural en estado líquido, almacenado en tanques criogénicos generalmente
de las plantas de regasificación, al estado gaseoso y su introducción dentro de la red nacional de gasoductos.
–Transporte: una vez el gas natural es importado o producido y si es necesario, regasificado, se inyecta en forma
gaseosa en la red de transporte de alta presión. La red de transporte atraviesa la mayoría de las regiones
españolas y traslada el gas natural a los grandes consumidores, como las plantas de producción de electricidad
y grandes clientes industriales, y a los distribuidores locales.
La red de transporte es propiedad principalmente de Enagás, S.A., aunque otras empresas, entre ellas diversas
participadas de Naturgy, tienen una pequeña proporción de la misma.
–Almacenamiento: las instalaciones de almacenamiento están compuestas fundamentalmente por depósitos
subterráneos, necesarios para asegurar que haya un suministro constante de gas natural que no se vea
afectado por los cambios estacionales y otros picos en la demanda. Estas instalaciones sirven también para
cumplir con la obligación establecida en el Real Decreto 1766/2007, de 28 de diciembre, de mantener unas
existencias mínimas de seguridad. La normativa actual contempla que puedan existir instalaciones de
almacenamiento subterráneo no reguladas, con acceso de terceros negociado y previa autorización de la
Administración central, aunque en este momento no hay ninguna instalación en dicha situación.
2.1.2.2. Distribución
El gas natural es transportado desde la red de transporte de alta presión al consumidor final a través de la red de
distribución de media y baja presión.
El ejercicio de la actividad de distribución se basa en un régimen de autorizaciones administrativas, que no suponen
derechos exclusivos de uso. Además, al distribuidor de una zona se le otorga preferencia para obtener las
autorizaciones de las zonas limítrofes a la suya.
La actividad de las distribuidoras está restringida a la expansión y gestión de las redes de distribución, sin que puedan
comercializar energía, siendo las comercializadoras específicamente autorizadas las encargadas del suministro.
2.1.2.3. Suministro de GLP
Además de la distribución de gas natural, Naturgy también suministra gas licuado del petróleo (GLP), actividad
regulada en la Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto
Demográfico (MITERD) establece las tarifas de venta del GLP canalizado para los consumidores finales, así como los
precios de cesión del GLP al que lo compran los distribuidores de GLP por canalización, estableciendo los valores
concretos de dichas tarifas o un sistema de determinación y actualización automática de las mismas. Estos precios
se publican mediante resoluciones mensuales.
2.1.3. Régimen económico de las actividades reguladas
La Ley 18/2014, publicada el 17 de octubre, estableció determinados principios y regulaciones dirigidos
principalmente a garantizar la sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
156
–Se establece el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista, en virtud del cual,
cualquier medida normativa en relación con el sector que suponga un incremento de coste para el sistema
gasista o una reducción de ingresos deberá incorporar una reducción equivalente de otras partidas de costes o
un incremento equivalente de ingresos que asegure el equilibrio del sistema.
–Se limitan los desajustes anuales entre costes e ingresos del sistema de forma que su cuantía no podrá superar
el 10 por ciento de los ingresos liquidables del ejercicio y la suma del desajuste anual y las anualidades
reconocidas pendientes de amortizar no podrá superar el 15 por ciento.
Tras la aprobación del Real Decreto-Ley 1/2019, de adecuación de las competencias de la CNMC a las exigencias
derivadas del derecho comunitario europeo, se reconoce la competencia de la CNMC para aprobar metodologías de
retribución en el sector del gas natural que serán de aplicación a partir de la finalización del periodo regulatorio que
concluyó el 31 de diciembre de 2020, así como la competencia para establecer la metodología y condiciones de
acceso y asignación de capacidad en el sistema de gas.
Basada en estas atribuciones, la CNMC aprobó las siguientes Circulares que determinan entre otras las metodologías
de retribución de las actividades gasistas que son de aplicación durante el periodo regulatorio 2021-2026:
–La Circular 2/2019, de 12 de noviembre de 2019, que establece la metodología de cálculo de la tasa de
retribución financiera de las actividades de regasificación, transporte y distribución de gas natural.
–La Circular 8/2019, de 12 de diciembre de 2019, por la que se establecen la metodología y condiciones de
acceso y asignación en el sistema de gas natural que propone un nuevo sistema de gestión conjunta de la
capacidad de regasificación y almacenamiento de las plantas de GNL, con el objetivo de simplificar la logística y
favorecer el intercambio de GNL entre agentes con independencia de la planta en la que se haya descargado el
gas.
–La Circular 9/2019, de 12 de diciembre de 2019, por la que se establece la metodología para determinar la
retribución de las instalaciones de transporte de gas natural y de las plantas de gas natural licuado. En ella se
determina la metodología para fijar la retribución anual de los titulares de las instalaciones de transporte de gas
natural y de las plantas de gas natural licuado, teniendo en cuenta los costes de inversión y de explotación de
dichas instalaciones, financiados con cargo a los ingresos por los peajes y cánones establecidos por el uso de las
mismas. Es de aplicación durante el período del 1 de enero de 2021 hasta 31 de diciembre de 2026.
–La Circular 4/2020, de 31 de marzo, por la que se establece la metodología para determinar la retribución de la
distribución de gas natural y que aplicará durante el próximo periodo regulatorio que comienza el 1 de enero de
2021 y finaliza el 31 de diciembre de 2026. En esta Circular se actualiza el modelo de retribución conservando
los principios retributivos establecidos en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, la Ley 18/2014, de 15 de octubre, y
sus disposiciones de desarrollo. La metodología aplica una reducción de la retribución base, considerando que
los puntos de suministro y la energía del año de partida (2000) pasen a ser remunerados con los parámetros
actuales que se aplican a los nuevos puntos de suministro. También se introduce un sistema de información
regulatoria de costes.
–La Circular 6/2020, de 22 de julio, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de
transporte redes locales y regasificación de gas natural.
–La Circular 8/2020, de 2 de diciembre, por la que se establecen los valores unitarios de referencia de inversión y
de operación y mantenimiento 2021-2026 y los requisitos mínimos para las auditorias de inversiones y costes
en instalaciones de transporte de gas natural y plantas de GNL.
–La Circular 7/2021, de 28 de julio, por la que se establece la metodología para el cálculo, supervisión, valoración
y liquidación de mermas en el sistema gasista.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
157
En aplicación de las metodologías establecidas en las Circulares anteriores la CNMC ha dictado las siguientes
disposiciones:
–Resolución de 17 de diciembre de 2020, por la que se establece el ajuste retributivo de la actividad de
distribución aplicable a las empresas que desarrollan la actividad de distribución en el periodo regulatorio
2021-2026.
–Resolución de 11 de febrero de 2021 por la que se establece la retribución para el año de gas 2021 (de 1 de
enero a 30 de septiembre de 2021) de las empresas que realizan las actividades reguladas de plantas de gas
natural licuado, de transporte y de distribución.
–Resolución de 20 de mayo de 2021 por la que se establece la retribución para el año de gas 2022 (de 1 de
octubre de 2021 a 30 de septiembre de 2022) de las empresas que realizan las actividades reguladas de
plantas de gas natural licuado, de transporte y de distribución de gas natural.
–Resolución de 27 de mayo de 2021 por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte,
redes locales y regasificación para el año de gas 2022, que serán de aplicación a partir del 1 de octubre de
2021, conforme a la metodología establecida en la Circular 6/2020.
Por su parte, desde el Ministerio, en virtud del reparto de competencias establecido en el Real Decreto-Ley 1/2019
se han adoptado las siguientes disposiciones:
–Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre, por el que se establecen las metodologías de cálculo de los
cargos del sistema gasista, de las retribuciones reguladas de los almacenamientos subterráneos básicos y de los
cánones aplicados por su uso.
–Orden TED/1286/2020, de 29 de diciembre, por la que se establecen la retribución y cánones de acceso de los
almacenamientos subterráneos básicos para el año 2021.
–Orden TED/1023/2021, de 27 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la
retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2022, con entrada
en vigor el 1 de octubre de 2021
2.1.4. Actividades no reguladas del sector del gas natural
2.1.4.1. Aprovisionamiento
El aprovisionamiento de gas natural -en forma de gas o de GNL- en España se realiza en su mayoría mediante
operadores de gas como Naturgy a través de contratos a largo plazo con productores internacionales de gas o
mediante la adquisición de cargas spot de GNL, dada la escasa relevancia de la producción de gas natural en España.
Dicho aprovisionamiento, aunque es una actividad no regulada, está sometida a dos tipos de limitaciones, cuyo
objetivo consiste básicamente en asegurar la diversificación del suministro y la introducción de competencia en el
mercado: 1) ningún país puede ser el origen de más del 60% del gas introducido en España, y 2) ningún sujeto o grupo
empresarial podrá aportar en su conjunto gas natural para su consumo en España en una cuantía superior al 70% del
consumo nacional, excluidos los autoconsumos.
El 14 de julio se publicaron la Orden TED/740/2021 y la Orden TED/741/2021, ambas de 5 de julio, por las que se
extienden las exenciones de los gasoductos del Medgaz y del Magreb-Europa del cumplimiento de determinadas
disposiciones en relación al acceso de terceros.
2.1.4.2. Comercialización
La Ley reconoce el derecho de los consumidores conectados a menos de 4 bar que no supere un determinado umbral
de consumo (50 MWh/año) a ser suministrados a un precio máximo que se denomina tarifa de último recurso (en
adelante TUR).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
158
El 22 de diciembre de 2018 fue publicada la Orden TEC/1368/2018, de 20 de diciembre, por la que se modifica la
Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la TUR, actualizando su
fórmula de cálculo, que incorpora de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes de acceso, el coste de
comercialización y los costes derivados de la seguridad de suministro. En concreto se actualizan los parámetros de la
fórmula del gas base empleada en la determinación del coste de la materia prima.
En aplicación de la metodología prevista en dicha Orden ITC/1660/2009, se ha venido actualizando la TUR con
carácter trimestral cuando las variaciones de costes así lo han exigido.
No obstante, a la vista de la excepcional subida de las cotizaciones internacionales del gas natural, se introdujo en el
Real Decreto-Ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de
precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, una limitación excepcional al incremento del
coste de la materia prima a trasladar a la TUR durante el último trimestre de 2021 y el primer trimestre de 2022. La
diferencia entre el coste de la materia prima calculado conforme a la metodología vigente y el que resulte de la
aplicación del citado límite, se recuperará en las siguientes revisiones de la tarifa de último recurso a partir del 1 de
enero de 2022 según las condiciones establecidas en la normativa.
No se podrá poner fin al procedimiento de recuperación de las cantidades adeudadas hasta que las
comercializadoras de último recurso hayan recuperado la totalidad de las mismas, incluyendo, en su caso, los
intereses correspondientes. La facturación de la tarifa de último recurso responderá de estos pagos, y en su defecto,
estos tendrán la consideración de desajuste entre ingresos y costes del sistema gasista, conforme a lo dispuesto en
al artículo 61 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la
competitividad y la eficiencia” (consideración introducida, a su vez, por el Real Decreto Ley 27/2021).
Mercado organizado de gas
El mercado organizado de gas se constituyó mediante la Ley 8/2015, desarrollándose posteriormente por el Real
Decreto 984/2015 y otros desarrollos reglamentarios. El mercado organizado de gas gestionado por MIBGAS entró
en operación en diciembre de 2015 con vocación ibérica, si bien hasta ahora solamente se negocian productos con
entrega en el lado español.
Propuesta de Fondo Nacional
El Consejo de Ministros aprobó el pasado 15 de diciembre de 2020 un Anteproyecto de Ley para la creación del
Fondo Nacional de Sostenibilidad de Sistema Eléctrico (FNSSE) para financiar el coste de las energías renovables que
tienen retribución especifica (RECORE), sometiéndolo a consulta pública. En la actualidad el RECORE se paga (dentro
de los peajes) por los consumidores eléctricos, como parte de la tarifa regulada.
De acuerdo con el Anteproyecto, el FNSSE recaudará de todos los comercializadores de energía (electricidad, gas,
GLP, y carburantes) un montante expresado en €/MWh para financiar el RECORE. Se prevé un volumen que crece
progresivamente hasta los 4.756 millones de euros anuales en 2025, correspondiendo 1.181 millones de euros al
sector del gas. Este Anteproyecto continúa actualmente su tramitación parlamentaria en el Congreso por lo que se
desconoce aún el texto que será finalmente aprobado.
Vulnerabilidad
El Real Decreto-Ley 15/2018 publicado el 6 de octubre de 2018 crea el Bono Social Térmico que consiste en un
pago único anual como ayuda directa para pagar la calefacción, el agua caliente y la cocina, a consumidores acogidos
al bono social eléctrico a 31 de diciembre del año anterior con independencia del combustible que utilicen, o apoyo a
actuaciones de ahorro o mejoras de eficiencia energética. La cuantía a percibir dependerá del grado de vulnerabilidad
y de la zona climática. Su financiación recae en los Presupuestos Generales del Estado.
En 2021 y ante el excepcional incremento de los precios del gas natural se ha incrementado el importe de dichas
ayudas y la dotación presupuestaria, así como prorrogado algunas de las medidas adoptadas durante la pandemia
por COVID-19 como la prohibición de cortes de suministro a los consumidores vulnerables hasta el 28 de febrero de
2022 (Real Decreto-Ley 23/2021), o las medidas de flexibilidad para modificaciones de las condiciones de los
contratos de acceso (Real Decreto-Ley 29/2021).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
159
2.2. Regulación del sector eléctrico en España
2.2.1. Principales características del sector eléctrico en España
La regulación del sector eléctrico en España se reformó a lo largo del ejercicio 2013 mediante la publicación de la Ley
24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que adaptaba la Ley anterior (Ley 54/1997, de 27 de noviembre)
a las circunstancias tanto de la economía como del sector eléctrico y energético en España.
El sector eléctrico tiene las siguientes características principales:
–Es un sector en el que conviven actividades reguladas y no reguladas, siendo las actividades reguladas el
transporte y la distribución de electricidad (así como la operación del sistema); y las actividades no reguladas la
generación y la comercialización de electricidad.
–Se establece el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico al que deberá ajustarse
la actuación de la Administración y demás sujetos, en virtud del cual, cualquier medida normativa en relación
con el sector que suponga un incremento de costes para el sistema eléctrico o una reducción de ingresos
deberá incorporar una reducción equivalente de otras partidas de costes o un incremento equivalente de
ingresos que asegure el equilibrio del sistema.
–Se limitan los desajustes por déficit de ingresos de tal forma que su cuantía no podrá superar el 2 por ciento de
los ingresos estimados para ese ejercicio y la deuda acumulada por desajustes no podrá superar el 5 por ciento
de dichos ingresos.
–Los ingresos del sector eléctrico provienen de los peajes de acceso y demás precios regulados, de medidas
fiscales específicas y de manera excepcional por determinadas partidas provenientes de los Presupuestos
Generales del Estado.
2.2.2. Actividades reguladas del sector eléctrico
Las actividades reguladas de transporte y distribución de electricidad se caracterizan por el hecho de que el acceso a
las mismas está sometido a autorización administrativa, su remuneración se establece normativamente, su ejercicio
está sometido a una serie de obligaciones específicas y además existe un deber de separación funcional, que implica
no solo una separación contable, con el fin de evitar los subsidios cruzados e incrementar la transparencia del cálculo
de tarifas y peajes, y jurídica, por medio de sociedades separadas, sino el deber de funcionamiento autónomo de las
sociedades filiales reguladas respecto del resto de sociedades del grupo en que se integra, incluida la separación de
marca e imagen de marca, como en el caso del sector del gas natural.
2.2.2.1. Transporte
El transporte de electricidad une los centros de producción con las redes de distribución y los clientes finales
específicos. La red de transporte es propiedad principalmente de REE, aunque la sociedad de Naturgy, UF
Distribución de Electricidad, S.A., tiene una pequeña proporción de la red de transporte secundario.
2.2.2.2. Distribución
La distribución de energía eléctrica comprende todas aquellas actividades que tienen la función de hacer llegar la
energía desde la red de transporte de alta tensión hasta los consumidores finales.
2.2.3. Marco retributivo de las actividades reguladas
El Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, y el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, estableció las
metodologías retributivas de la actividad de transporte y distribución para asegurar una adecuada remuneración del
ejercicio de dichas actividades y el desarrollo de las redes. La remuneración a percibir por el desempeño de estas
actividades se ha venido actualizando anualmente por medio de Orden Ministerial hasta la aprobación del Real
Decreto-ley de 1/2019 que actualiza las competencias que recaen en la CNMC.
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Actualmente es la CNMC es el organismo encargado de establecer las metodologías de cálculo de las retribuciones
de las actividades de transporte y distribución eléctrica. Estas metodologías fueron aprobadas mediante las
Circulares 5/2019, 6/2019 y 7/2019 de diciembre de 2019, respectivamente, de aplicación a partir del periodo
regulatorio 2020-2025. Por su parte la Circular 2/2019 de 12 de noviembre, de la CNMC establece la metodología
para el cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica,
basada en la metodología WACC en línea con la mayoría de reguladores europeos.
La CNMC es igualmente el organismo competente para fijar las retribuciones anuales correspondientes a las citadas
actividades a partir de 2020. El Ministerio sigue siendo competente para aprobar las Órdenes pendientes por las que
se fijan las retribuciones anuales de las actividades de transporte y distribución de los ejercicios 2017 a 2019,
conforme a las metodologías retributivas establecidas en los Reales Decretos vigentes en dichos ejercicios.
A la espera de la aprobación de las Ordenes pendientes por el Ministerio, la CNMC aprobó, con carácter provisional, al
igual que hizo el año anterior, las Resoluciones de 28 de enero de 2021 por las que se establecen provisionalmente la
retribución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica y la retribución de las empresas titulares de
instalaciones de transporte de energía eléctrica, ambas para el ejercicio 2021.
Basada en sus nuevas atribuciones, la CNMC ha aprobado también la Circular 3/2020, de 15 de enero, por la que se
establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, modificada
posteriormente por la Circular 7/2020 y por la Circular 3/2021 para retrasar su fecha de aplicación. La aplicación de
los nuevos valores de peajes de acceso resultantes de esta metodología se produjo finalmente con la Resolución de
la CNMC de 18 de marzo de 2021, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de
transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de junio de 2021.
Por su parte, de acuerdo con el reparto de competencias establecido en el citado Real Decreto-Ley 1/2019, el
Gobierno procedió a la aprobación del Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología
de cálculo de los cargos del sistema eléctrico que mantiene la estructura de peajes de la Circular 3/2020 de la
CNMC. La combinación de los nuevos peajes, calculados de acuerdo a dicha Circular, y los nuevos cargos, marcados
por este Real Decreto y por la orden ministerial que fija su cuantía (Orden TED 371/2021), fueron de aplicación
desde el 1 de junio de 2021. Posteriormente, con el Real Decreto-Ley 17/2021 de medidas urgentes para mitigar el
impacto de la escalada de precios de gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, los valores de los
cargos fueron objeto de una reducción excepcional desde el 16 de septiembre hasta el 31 de diciembre de 2021.
Los valores de los peajes y cargos del sistema eléctrico aplicables a partir del 1 de enero de 2022 han sido aprobados
respectivamente por la Resolución de 16 de diciembre de 2021, de la CNMC por la que se establecen los valores de
los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de
2022, y por la Orden TED/1484/2021, de 28 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del
sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2022 y se establecen diversos costes regulados del sistema
eléctrico para el ejercicio 2022.
2.2.4. Actividades no reguladas del sector eléctrico
2.2.4.1. Generación de electricidad
La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece que la producción de energía eléctrica se
desarrolla en régimen de libre competencia, si bien la puesta en funcionamiento, modificación, cierre temporal,
transmisión y cierre definitivo de las instalaciones está sometido con carácter previo a autorización administrativa. La
retribución de la actividad deriva de su participación en el mercado de producción de energía eléctrica, integrado por
los mercados a plazo, diario, intradiario, mercados no organizados y otros servicios relacionados con la seguridad del
sistema eléctrico como son los servicios de ajuste y de balance.
Asimismo, la Ley contempla la posibilidad de establecer mecanismos de capacidad. Estos se han venido rigiendo por
las disposiciones que establecían un incentivo a la inversión, un incentivo a la inversión medioambiental, así como el
servicio de disponibilidad que fue derogado en 2019. Los mecanismos de capacidad que se implanten deberán
ajustarse a lo establecido en el Reglamento del Mercado Interior 2019/943. Entre otros requerimientos, requerirán
previamente a su implantación que exista inadecuación del sistema de acuerdo con un análisis de cobertura europeo
que podrá estar complementado por un análisis nacional.
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Por otro lado, la actividad de generación eléctrica está sujeta desde el año 2013 a una serie de impuestos creados
por la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética. Durante el ejercicio
2021, ante la excepcional subida de los precios del mercado de la electricidad, se procedió a suspender a través de
diversos Reales Decretos-Leyes (RDL 12/2021, RDL 17/2021) la aplicación del Impuesto del 7% sobre el valor de la
producción de energía eléctrica durante el segundo semestre de 2021, suspensión que ha sido prorrogada hasta el
31 de marzo de 2022 con el Real Decreto-Ley 29/2021.
Adicionalmente y de forma temporal, el Real Decreto-Ley 12/2021 reduce el IVA del 21% al 10% de la factura
eléctrica a determinados clientes (>10 kW) y el Real Decreto-Ley 17/2021 rebaja del impuesto Especial de la
Electricidad del 5,1% al 0,5%.
Asimismo, de manera excepcional y con carácter temporal, se ha introducido en el Real Decreto-Ley 17/2021 de
medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios de gas natural en los mercados minoristas de gas
y electricidad (precisado por el Real Decreto-Ley 23/2021), una minoración de la retribución por el precio del gas
internalizado en el mercado mayorista de electricidad. Dicha minoración será de aplicación desde el 16 de
septiembre de 2021 al 31 de marzo de 2022, y se extiende a todas las instalaciones de producción de tecnologías no
emisoras de gases de efecto invernadero en el territorio peninsular, con una potencia superior a 10 MW y que no
estén acogidas a ningún marco retributivo especifico ni hayan sido adjudicatarias en alguna de las subastas de
renovables celebradas. No obstante, de acuerdo con la modificación introducida por el Real Decreto-Ley 23/2021
queda excluida de su aplicación a la energía cubierta por instrumentos de contratación a plazo físicos y financieros.
El citado Real Decreto-Ley contempla la obligación para los operadores dominantes del mercado de generación -es
decir para los grupos Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP-, de participar en una subasta de energía a largo plazo, donde
la cantidad de energía a subastar ha sido fijada como máximo en un 25% del valor de la energía anual generada más
bajo de los últimos diez años de las instalaciones inframarginales gestionables y no emisoras que no perciban
retribución específica y que no hayan resultado adjudicatarias en las subastas de desarrollo de energías renovables.
Asimismo, modifica la Ley de Aguas en cuanto a los criterios de utilización racional de los recursos hídricos, de esta
manera para los embalses mayores de capacidad total de 50 hm3 se establecen las siguientes medidas: (i) un
régimen mínimo y máximo de caudales medios mensuales a desembalsar para situaciones de normalidad hidrológica
y de sequía prolongada, (ii) un régimen de volúmenes mínimos de reservas embalsadas para cada mes y (iii) la reserva
mensual mínima que debe permanecer almacenada para evitar efectos ambientales indeseados.
En la misma línea se encuentra actualmente en trámite parlamentario un Proyecto de Ley por por el que se actúa
sobre la retribución del CO 2 no emitido del mercado eléctrico de las centrales no emisoras puestas en
funcionamiento antes de 2003.
2.2.4.2. Instalaciones renovables, de cogeneración de alta eficiencia y residuos
Excepcionalmente, la Ley del Sector Eléctrico prevé establecer un régimen retributivo específico, otorgado mediante
procedimiento de concurrencia competitiva, para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables,
cogeneración de alta eficiencia y residuos, cuando exista una obligación de cumplimiento de objetivos energéticos
derivado de Directivas u otras normas de Derecho de la Unión Europea o cuando su introducción suponga una
reducción del coste energético y de la dependencia energética exterior. Bajo este marco durante el año 2016 y 2017
el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital puso en marcha una serie de subastas para el otorgamiento del
régimen retributivo específico a nuevas instalaciones de producción renovable.
Para las instalaciones anteriores a la publicación del Real Decreto-ley 9/2013 la Ley estableció un régimen
retributivo adicional a la retribución por la venta de la energía generada en el mercado de producción con el objetivo
de cubrir los costes que no puedan recuperarse por el mercado más una rentabilidad razonable, que permita a estas
tecnologías competir en nivel de igualdad con el resto de tecnologías. El Real Decreto 413/2014 desarrolló este
régimen, estableciendo la revisión de los parámetros retributivos en periodos regulatorios de 2 semiperiodos
regulatorios de 3 años o con carácter semestral para los parámetros asociados a la retribución de la operación de
determinadas tecnologías.
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El Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre ha establecido la rentabilidad razonable para renovables,
cogeneración y residuos y la tasa de retribución financiera para la producción en los territorios no peninsulares para el
periodo 2020-2025. Incorpora también un mecanismo al que se pueden acoger las instalaciones que tuvieran
reconocida retribución primada a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, con el objetivo de mitigar la
litigiosidad provocada por dicha norma y dar una señal de certidumbre a futuro dando la opción a sus titulares de
mantener una rentabilidad razonable por sus instalaciones hasta 2031.
Posteriormente, se aprobó el Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico
de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, en aplicación del Real Decreto-Ley
23/2020, como marco retributivo alternativo al régimen retributivo especifico. Establece el ámbito de aplicación de
subastas para instalaciones de generación renovables, el régimen retributivo a percibir, así como los requisitos y
garantías exigibles.
Derivado de este Real Decreto se ha aprobado la Orden TED/1161/2020, de 4 de diciembre, por la que se regula el
primer mecanismo de subasta para el otorgamiento del régimen económico de energías renovables y se establece el
calendario indicativo para el periodo 2020-2025. En aplicación de la misma, se han celebrado en 2021 dos subastas
en enero y octubre de 2021.
Cabe destacar asimismo las medidas establecidas en el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, en relación con la
normativa que regula el acceso y conexión a las redes de las instalaciones de generación y dirigidas al desarrollo
ordenado e impulso de las energías renovables. Entre otros, se contemplan hitos de avance de proyecto para
garantizar la efectiva puesta en marcha de la potencia con permisos de acceso y conexión concedidos caducando los
mismos en caso de incumplimiento de los distintos hitos de avance por parte de los titulares, y se habilita la
hibridación de instalaciones con renovables o almacenamiento.
El acceso y conexión de las instalaciones de generación a las redes eléctricas está regulado en las siguientes
disposiciones:
–Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de
energía eléctrica.
–Circular 1/2021, de 20 de enero, de la CNMC, por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y
de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica
2.2.4.3. La comercialización de electricidad
La actividad de comercialización se basa en los principios de libertad de contratación y elección de suministrador por
el cliente. La comercialización, como actividad liberalizada, tiene una retribución pactada libremente entre las partes.
No obstante, aquellos consumidores que tienen una potencia igual o inferior a 10 kW tienen la opción de acudir al
mercado libre o continuar consumiendo bajo un suministro de precio regulado (PVPC). Sucesivas disposiciones han
ido regulando los criterios para el establecimiento del PVPC, que en todo caso deberá recoger todos los costes del
suministro de forma aditiva, incluyendo los costes de producción de la energía, los peajes de acceso y los costes de
comercialización.
Vulnerabilidad
Los consumidores vulnerables de energía eléctrica tienen la opción de acogerse al bono social regulado a través del
Real Decreto-Ley 7/2016 que modifica la redacción del artículo 45.4 de la Ley 24/2013 y del Real Decreto
897/2017 por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para
los consumidores domésticos de energía eléctrica.
El bono social consiste en un descuento en la factura eléctrica de un 25% para consumidores vulnerables y de un
40% para consumidores vulnerables severos hasta un límite de consumo, cumpliendo ambos grupos de
consumidores los requisitos establecidos como son el nivel de renta del domicilio o el número de hijos de la unidad
familiar. Se especifican además en la regulación las condiciones particulares para consumidores en riesgo de
exclusión social (adicionalmente, y debido a la pandemia del COVID-19 se ha ampliado la casuística de beneficiarios).
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Asimismo, de manera temporal, ante la escalada de los precios del mercado mayorista de electricidad, se han
aprobado a lo largo de 2021 diferentes Reales Decretos-Leyes que incluyen diferentes medidas para proteger de los
mismos a los consumidores vulnerables (RDL 21/2021, RDL 23/2021 y RDL 29/2021). Cabe destacar entre estas
medidas: el incremento de los descuentos aplicables a los acogidos al bono social (del 25% al 60% y del 40% al 70%
para vulnerables severos), y la rebaja para todos los consumidores de >10 kW del IVA (del 21% al 10%) y del
Impuesto eléctrico (del 5,1% al 0,5%, respetando los límites máximos de la Directiva), todo ello aplicable hasta el 30
de abril de 2022 y el establecimiento de un Suministro Mínimo Vital que prohíba el corte del servicio por impago a los
beneficiarios del Bono Social Eléctrico durante seis meses adicionales a los cuatro ya existentes, garantizando una
potencia máxima.
También se han prorrogado, hasta 28 de febrero de 2022, las medidas de protección social establecidas durante la
pandemia como la garantía de suministro y las nuevas categorías de beneficiarios de bono social.
El citado Real Decreto-Ley 7/2016 implanta el régimen actual de financiación del bono social en la que los sujetos
dedicados a realizar la actividad de comercialización de energía eléctrica deben financiar esta obligación de servicio
público, en concreto las matrices de los grupos de sociedades que desarrollen la actividad de comercialización de
energía eléctrica, o a las propias sociedades que así lo hagan, si no forman parte de ningún grupo societario. El
porcentaje de reparto se calcula de forma proporcional a la cuota de los clientes y es calculado anualmente por la
CNMC.
2.2.4.4. Eficiencia energética
En materia de eficiencia energética en España la Ley 18/2014, estableció un sistema nacional de obligaciones de
eficiencia energética en virtud del cual se asigna a las empresas comercializadoras de gas y electricidad, a los
operadores de productos petrolíferos al por mayor, y a los operadores de gases licuados del petróleo al por mayor
una cuota anual de ahorro energético (obligaciones de ahorro). Las obligaciones de ahorro de forma agregada
equivaldrán al objetivo asignado a España en la Directiva 2012/27/UE.
Anualmente se establecen por orden ministerial las obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia
Energética por cada uno de los sujetos obligados.
2.3. Otra regulación en España
El 13 de mayo de 2021 el Congreso de los Diputados aprobó la Ley de Cambio Climático y Transición Energética
(LCCYTE) cuyo objetivo es alcanzar la neutralidad climática antes de 2050, y en todo caso, en el más corto plazo
posible. Establece también objetivos con horizonte 2030:
–Reducción de emisiones del 23% respecto a 1990.
–42% de energías renovables en el consumo de energía final.
–Sistema eléctrico con un 74% de generación a partir de renovables.
–Mejora eficiencia energética de un 39,5%, con respecto a la línea base.
3. Regulación del sector energético en Latinoamérica
3.1. Regulación del sector del gas natural en Latinoamérica
En Brasil, México, Argentina y Chile las tarifas y la remuneración de las empresas de distribución de gas natural son
determinadas por las autoridades regulatorias. Existen marcos regulatorios y tarifarios estables que definen los
procedimientos y trámites para la revisión periódica de las tarifas y los márgenes de distribución. Esta revisión
tarifaria se lleva a cabo con periodicidad cuatrienal o quinquenal mediante la presentación ante los entes regulatorios
correspondientes de los expedientes tarifarios.
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En México, todas las zonas geográficas de distribución en operación a cargo de Naturgy (Monterrey, Nuevo Laredo,
Toluca, Saltillo, CDMX y Bajío) cuentan con tarifas aprobadas para el quinquenio 2016-2020, a la espera de la
aprobación de las nuevas tarifas (retrasado a causa de la pandemia). Para el permiso de distribución de Valle de
México se tiene tarifa hasta el 31 de julio de 2022 y está previsto que el 31 de enero se presente el plan de negocios
correspondiente al segundo quinquenio de operaciones. Para los permisos de distribución de Tabasco, Campeche y
Mérida el periodo termina en diciembre del 2023 y para Península en junio del 2024. El marco regulatorio de México
se ha estado adaptando a la reforma energética puesta en marcha a finales de 2013 y a la modificación realizada en
el 2021, que ha supuesto la liberalización de las actividades de suministro y comercialización de gas natural.
En 2021 se concreta la venta de los Permisos de Noroeste y Sinaloa, así como, el otorgamiento del permiso de
distribución por medio de ductos para el Sistema Ixtlahuaca.
En Brasil se dispone de 3 concesiones diferentes, dos en el estado de Rio de Janeiro y una tercera en el estado de São
Paulo. La regulación en Brasil está basada en un “modelo Price Cap” en donde el regulador marca unas tarifas
máximas que la empresa distribuidora puede cobrar a los clientes que incluyen la retribución de los activos, su
amortización y los gastos operativos. Los ingresos para la empresa distribuidora están asociados al consumo de los
clientes. El precio del gas natural que le cobran a las empresas distribuidoras las empresas suministradoras se
repercute a los clientes en las facturas. Existen regularizaciones anuales que recogen las variaciones en el precio del
gas, la inflación y el cambio de moneda. Actualmente las tarifas en Brasil se han prorrogado siendo aplicadas durante
los años 2018 a 2022 las mismas tarifas que en el anterior periodo regulatorio (2013-2017) aunque en estos
momentos se están negociando las tarifas de aplicación durante el periodo 2018-2022.
En el Estado de Rio de Janeiro, el 24 de marzo de 2021 la Agencia Reguladora de Energía y Saneamiento Básico del
Estado de Río de Janeiro (AGENERSA) publicó las Deliberaciones número 4198/2021 y 4199/2021, con los
resultados de la 4ª Revisión Tarifaria de CEG y CEG RIO, respectivamente. Posteriormente, el 29 de marzo de 2021
AGENERSA publicó la suspensión de la vigencia y efectos de la Deliberaciones de la 4ª Revisión Tarifaria de CEG y
CEG RIO, para que el Poder Concedente se pronuncie sobre la Tercera Adenda. El 14 de junio de 2021, AGENERSA
publicó su decisión de mantener los efectos suspendidos de la referida Resolución, restableciendo los plazos
procesales de las decisiones contenidas en la misma. El 21 de junio de 2021, la Concesionaria presentó su Recurso de
Aclaración contra el contenido de la referida Resolución. Hasta el momento, AGENERSA no ha definido el contenido
de las Enmiendas presentadas.
En el Estado de São Paulo, en mayo de 2021 el regulador publicó las Deliberaciones número 1160/2021 y
1.161/2021, con el resultado de las 3ª y 4ª Revisiones Tarifarias de Sao Paulo Sul, respectivamente.
A nivel federal en el mes de abril de 2021 fue publicada la Ley 14.134/2021 (Ley del Gas) y, en el mes de junio, el
Decreto 10.712/2021, que reglamenta la Ley 14.134.
El 30 de diciembre de 2021, se emitió la Resolución 4263/21 que reconoce el derecho a la transferencia diferida de
la inflación, con carácter retroactivo al 1 de enero de 2022, pero condiciona su aplicabilidad a la conclusión de la 4ª
Revisión Quinquenal, que se espera que ocurra a lo largo de 2022.
En Argentina se disponen de dos licencias de distribución de gas, Naturgy BAN, S.A. (parte de la provincia de Buenos
Aires) y Gasnor, S.A. (provincias de Tucumán, Salta, Jujuy y Santiago del Estero). El modelo regulatorio en Argentina,
muy similar al de México y Brasil, está basado en un “modelo Price Cap” de tarifas máximas fijadas por el regulador.
El Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) N° 1020 de fecha 16 de diciembre de
2020 dispuso el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral (RTI) vigente. La norma reconoce la
conveniencia de establecer, en el marco de la renegociación, un régimen tarifario de transición como una adecuada
solución de coyuntura en beneficio de los usuarios y de las licenciatarias, debiendo tener como premisa la necesaria
prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural en condiciones de seguridad y
garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios públicos
esenciales. En el marco de dicho Decreto, el 21 mayo de 2021, Naturgy BAN, S.A. y Gasnor, S.A. suscribieron el
Acuerdo Transitorio de Renegociación, ratificado por Decreto 354/2021, que aprueba los cuadros tarifarios y el de
tasas y cargos vigentes a partir del 2 de junio de 2021, sin que ello implique renuncia de derechos sobre la RTI
vigente objeto de renegociación.
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Continuando con medidas excepcionales en el contexto de la pandemia y del rebrote del corriente año, la Secretaría
de Energía dictó la Resolución N° 375/2021 que como medida coyuntural y transitoria en el marco de la prórroga de
la emergencia sanitaria hasta el 31 de diciembre de 2021, permite a los usuarios SGP (Servicio General P) acceder al
servicio completo de la Distribuidora a través de la provisión de gas por parte de Integradora Energética S.A., sin que
ello afecte la demanda garantizada bajo el Plan Gas AR. El ejercicio de esta opción debe concretarse antes de la
citada fecha. Vinculado con esta opción, el ENARGAS dictó la Resolución N° 130/2021 que establece que los
usuarios que la ejerzan deberán permanecer por un plazo mínimo de un año, entre otras cuestiones procedimentales.
La Ley N° 27.637 conocida como ley de “Zona Fría” prorrogó la vigencia del régimen de subsidio para consumos de
gas establecido en el artículo 75 de la Ley Nº 25.565 hasta el 31 de diciembre de 2031 y amplió el alcance del
beneficio a nuevas zonas. En el caso de Naturgy BAN, S.A. alcanza a ocho partidos del área de concesión en tanto que
en Gasnor, S.A. se incorporan cuatro municipios más. Con relación a la estructura tarifaria, mantuvo el descuento del
50% a los usuarios que ya estaban comprendidos por la normativa anterior y estableció un descuento del 30% para
los usuarios de las regiones incorporadas. Naturgy BAN, S.A. realizó oportunamente una presentación al ENARGAS
para que en la reglamentación se dispongan los recaudos necesarios para asegurar la neutralidad del subsidio
conforme lo prevé el Marco Regulatorio de la actividad. Posteriormente, por Resolución N° 263 del 11 de agosto de
2021, el ENARGAS determinó un recargo a trasladar en las facturas de los usuarios que se entiende no permitirá
cumplir con dicho objetivo, circunstancia que dio lugar a la presentación del correspondiente recurso administrativo
por parte de Naturgy BAN, S.A.
El 27 de diciembre de 2021 el ENARGAS notificó a Naturgy BAN, S.A. y a Gasnor, S.A. la Resolución ENARGAS N°
518 que convoca a la Audiencia Pública Nº 102 con el objeto de poner a consideración la: 1) Adecuación transitoria
de la tarifa del servicio público de transporte de gas natural (conforme Decreto N° 1020/20); y 2) Adecuación
transitoria de la tarifa del servicio público de distribución de gas por redes (conforme Decreto N°1020/20). La
audiencia se ha llevado a cabo el 19 de enero de 2022 y sobre la bases de las exposiciones realizadas por las
empresas y demás organizaciones que participaron como ponentes de la misma, el ENARGAS deberá determinar la
tarifa transitoria y su momento de implementación hasta la culminación del proceso de RTI en el marco de lo
establecido en el artículo 5° de la Ley N° 27.541y el Decreto 1020/20.
En Chile existe un régimen de libertad tarifaria sometida a un control de rentabilidad, de modo que las tarifas son
establecidas por el distribuidor, que también comercializa, debiendo la rentabilidad anual ser inferior a una
determinada tasa de rentabilidad. La Ley que rige actualmente la industria del gas natural, es el Decreto con Fuerza
de Ley N°323 de 1931, del Ministerio del Interior, “Ley General de Servicios de Gas”, cuya última modificación
corresponde a la Ley N° 20.999 publicada en el Diario Oficial de 9 de febrero de 2017.
En este contexto, la Comisión Nacional de Energía estableció, en julio de 2017, las normas para la elaboración del
Informe de Rentabilidad Anual por zonas de concesión de las empresas concesionarias de servicio público de la
distribución de gas de red, las que regirán hasta que se dicten los reglamentos correspondientes.
La rentabilidad corresponde a la tasa de descuento que iguala el valor presente de los flujos asociados al margen de
la actividad (ingresos por ventas menos costes de la actividad) con el valor de los activos. En el caso de que la
rentabilidad obtenida supere la tasa establecida, la Ley obligaría a que el Regulador establezca tarifas obligatorias
para los clientes de menor consumo.
Conforme al proceso previsto en el artículo 33 bis de la Ley de Servicios de Gas, la Comisión Nacional de Energía
(CNE), en su Informe Definitivo determinó una reducción en el reconocimiento de los activos del VNR para Metrogas
de un 19% para el período 2022 – 2025, con respecto a lo reconocido actualmente y considerando todas las zonas
de concesión (Región Metropolitana, VI y X Región). Dicho proceso considera una etapa final, que consiste en
presentar las discrepancias al Informe Definitivo de la CNE al Panel de Expertos. En este sentido, la empresa presentó
16 discrepancias, por lo cual dependiendo del dictamen del Panel el rango de reconocimiento de los activos del VNR
será de entre -19% y +7%, con respecto al VNR reconocido en la actualidad. Se espera que este proceso concluya
durante el primer trimestre del año 2022.
Con respecto a la filial Gas Sur y en base al mismo proceso descrito anteriormente, el Informe Definitivo representa
una disminución en el reconocimiento de los activos del VNR de un 27% para el período 2022 – 2025 con respecto a
lo reconocido actualmente para su concesión de la VIII Región. Gas Sur presentó 5 discrepancias al Panel de
Expertos, por lo cual dependiendo del dictamen del Panel el rango de reconocimiento de los activos del VNR será de
entre -27% y +1%, con respecto a lo reconocido actualmente. Se espera que este proceso concluya durante el
primer trimestre del año 2022.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
166
El 5 de enero de 2021 y el 22 de mayo de 2021, el Ministerio de Energía publicó la Ley 21.301 y la Ley 21.340
respectivamente que prorrogan los efectos de la Ley 21.249 de 8 de agosto de 2020 que dispone, de manera
excepcional, medidas a favor de los usuarios finales de servicios sanitarios, electricidad y gas de red. Dichas medidas
contemplan la imposibilidad de cortar el suministro por mora en el pago a ciertos usuarios que a su vez pueden
solicitar la opción de postergación de cuentas hasta en 48 cuotas a pagar a partir de enero de 2022.
Con fecha 7 de enero de 2022, el Presidente de la República envió a la Cámara de Diputados un Proyecto de Ley
destinado al perfeccionamiento del mercado del gas. En el ámbito del gas natural el Proyecto referido establece en
su artículo Segundo Transitorio que las concesionarias de distribución con contratos de compra de gas suscritos con
empresas de su mismo grupo empresarial o con personas o entidades relacionadas, deberán incorporar en su
chequeo de rentabilidad, los costos e ingresos asociados al aprovisionamiento de gas que le realice su proveedor
relacionado. El Proyecto en tramitación dejaría sin aplicación el artículo transitorio 12 de la ley N° 20.999, norma en
base a la cual la CNE verificó la eficiencia del contrato de aprovisionamiento que Metrogas tiene con su relacionada
Aprovisionadora Global de Energía S.A. Asimismo, el Proyecto establece la obligación de acceso abierto en las redes
de distribución para clientes con consumos promedios mensuales superiores a 2.000 gigajoules y la obligación de
acceso abierto para las empresas transportistas y Empresas de GNL, por medio de un procedimiento de solicitud y
otorgamiento de acceso.
3.2. Regulación del sector de electricidad internacional
3.2.1. Generación
Naturgy, a través de su filial Global Power Generation (GPG), está presente como generador en México, Panamá,
Costa Rica, República Dominicana, Puerto Rico y, recientemente, en Chile, Brasil y Australia.
En Costa Rica y Puerto Rico la generación del grupo está bajo régimen de contratos de compromiso de capacidad
(Power Purchase Agreement o PPA) con las entidades nacionales del sector, Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE) y Puerto Rico Electric Power Authority (PREPA) respectivamente, ambas empresas públicas verticalmente
integradas y responsables de modo exclusivo de transporte, distribución y comercialización.
En México también existe generación en el mismo régimen de PPA, vendiendo la energía a la Comisión Federal de
Electricidad (CFE), y generación de excedentes que se venden en parte a clientes finales bajo contratos bilaterales y
en parte a mercado creado bajo la reforma energética llevada a cabo entre 2015 y 2016. Adicionalmente, durante
2014, se puso en marcha el parque eólico de Bii Hioxo, que vende su energía mediante contratos bilaterales a
clientes finales.
En México, el sector energético está en un proceso de redefinición con la publicación de una nueva política energética
impulsada por el presidente de México con el objetivo de potenciar las industrias productivas del Estado según se
establece el Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024.
Dentro de este contexto en 2019 se promulgaron importantes medidas en el ámbito de la generación eléctrica como
la creación de un programa de prueba del sistema de comercio de emisiones para el periodo 2020-2022, la
cancelación de las subastas de energía eléctrica de largo y mediano plazo o la reintegración en CFE de sus empresas
productivas subsidiarias.
El 9 de marzo de 2021 se publicó la Reforma a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) cuyas principales afectaciones
son la modificación del orden de despacho por tecnologías, la revisión de contratos PIE (Productores Independientes
de Energía), la creación de contratos de Entrega Física de Energía y Capacidad entre Suministrador de Servicios
Básicos - CFE (Comisión Federal de Electricidad) y Generación - CFE y el otorgamiento de Certificados de Energía
Limpia sin importar la fechas de entrada en operación. El 11 de marzo de 2021 se concedió a Fuerza y Energía de
Tuxpan, entre otras empresas, la suspensión de dicha reforma con carácter provisional, suspensión que semanas
después se convirtió en definitiva.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
167
El 4 de mayo de 2021 se publica la Reforma a la Ley de Hidrocarburos (LH) cuyas principales implicaciones hacen
referencia al otorgamiento de permisos que se condicionan a que se acredite que se cuenta con la capacidad de
almacenamiento que determine la Secretaría de Energía (SENER), establece la revocación de permisos en caso de
reincidencia y contrabando de combustibles y permite su suspensión por peligro inminente para la seguridad
nacional, la seguridad energética o para la economía nacional estableciendo el procedimiento para la suspensión de
permisos. Dicha reforma quedó suspendida el 26 de mayo.
El 19 de mayo de 2021 se publica la Reforma al transitorio Décimo Tercero de la LH que deja sin efectos la facultad
otorgada a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para sujetar a principios de regulación asimétrica las ventas de
primera mano de Hidrocarburos, Petrolíferos o Petroquímicos, así como la comercialización que realicen personas
controladas por PEMEX o sus organismos subsidiarios. Adicionalmente, se establece que la enajenación que realicen
Petróleos Mexicanos, sus empresas productivas subsidiarias, o una Persona Moral, por cuenta y orden del Estado,
será considerada como comercialización en términos de lo establecido en la LH y su Reglamento, por lo que se
deberán observar los principios de generalidad y no indebida discriminación previstos en la misma. Dicha reforma
quedó suspendida el 21 de junio.
En Panamá la venta de la energía eléctrica generada se realiza mediante contratos bilaterales con las distribuidoras y
a mercado, y en República Dominicana a mercado.
En Chile, GPG resultó adjudicataria en el proceso de licitación de energía para clientes regulados celebrado en agosto
de 2016 para el suministro de energía eléctrica bajo un esquema de contratos a largo plazo (PPA - Power Purchase
Agreement) a 20 años con las distribuidoras. Para el cumplimento de este compromiso, GPG ha desarrollado y
construido dos proyectos (eólico y solar) que entraron en Operación Comercial en enero de 2021 con una potencia
total instalada aproximada de 330 MW. Adicionalmente, GPG está desarrollando y construyendo una serie de
proyectos PMGD´s (Pequeños Medios de Generación Distribuida, de hasta 9 MW de potencia máxima) los cuales, de
conformidad con la normativa vigente, acceden a un Precio Estabilizado de Nodo regulado por un plazo de hasta 14
años, la potencia total acumulada de estos proyectos es de unos 70 MW y se espera que estén en operación
comercial durante el ejercicio 2022.
En Australia, GPG construyó y opera desde noviembre de 2018 un proyecto de generación eólico mediante un
contrato a 20 años con una tarifa regulada por la energía inyectada en el sistema con una potencia instalada de 96
MW. En 2018, GPG se adjudicó 180 MW de potencia de generación en un proyecto eólico que comenzó a operar en
abril de 2021. En este caso, el contrato consiste en un acuerdo de compraventa bilateral de energía (PPA) de 15 años
a una tarifa regulada. En 2020, se adjudicaron 361 MW de potencia de generación en 3 proyectos eólicos, con fecha
de puesta en marcha estimada entre agosto 2022 y diciembre 2024, implementados a través de tres nuevos PPAs
con plazos de entre 10 y 15 años, con tarifa regulada. Finalmente, en 2021, se adjudicó un nuevo proyecto eólico de
58 MW de capacidad instalada, a través de un PPA a 12 años, con tarifa regulada.
Por otro lado, GPG también está presente en Brasil a través de cuatro plantas de generación fotovoltaica con una
potencia total de 153 MW con contratos a 20 años de venta de energía de reserva a la Cámara de Comercialización
de Energía Eléctrica (CCEE) que entraron en funcionamiento en los ejercicios 2017 y 2018.
En todos los países mencionados, la regulación del sector eléctrico es conocida y estable, y se desarrolla y administra
por reguladores independientes.
3.2.2. Distribución eléctrica
En los países en los que Naturgy está presente como distribuidor de electricidad, Argentina y Panamá, la actividad de
distribución está regulada. Las distribuidoras tienen la función de vehicular la energía desde la red de transporte a los
puntos de consumo de los clientes y además la función de suministrar energía, a tarifas reguladas, a los clientes
regulados, los que por su nivel de consumo no pueden optar a ser abastecidos por otro suministrador. En cuanto a los
clientes no regulados, que optan por comprar la energía a otro suministrador, deben pagar el peaje o tarifa regulada
de distribución por el uso de las redes.
Las tarifas se ajustan periódicamente, para reflejar las variaciones del precio de compra de la energía y de la tarifa de
transporte, así como la variación de los indicadores económicos.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
168
En estos países existen marcos regulatorios y tarifarios estables que definen los procedimientos y trámites
necesarios para la revisión periódica de tarifas y de márgenes de distribución. La revisión tarifaria se lleva a cabo con
periodicidad entre cuatro y cinco años.
En Panamá, el 28 de diciembre de 2018 se publicó la Resolución de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de
la República de Panamá (ASEP) Nº 13040 por la que se aprueban los pliegos tarifarios de Empresa de Distribución
Eléctrica de Chiriqui, S.A. y Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. Anteriormente mediante las
resoluciones ASEP Nº 12959, de 27 de noviembre de 2018, y ASEP Nº 13004, de 12 de diciembre de 2018, quedó
establecido el Ingreso Máximo Permitido (IMP) para el período enero 2019 – junio 2022.
En relación a los Fondos de Estabilización Tarifaria (FET ordinario), cuya vigencia se ha prorrogado hasta diciembre de
2022, mediante la Resolución Nº 108, de 29 diciembre de 2020, y la Resolución Nº 35, de 6 de abril de 2021, se
autorizó la extensión durante el primer y segundo trimestre de 2021 de la implementación del aporte extraordinario
del Fondo de Estabilización Tarifaria (FET) a cargo del Estado, con la finalidad de mitigar el costo de la facturación de
los clientes finales. A partir del segundo trimestre de 2021 los aportes se limitaron a los usuarios con tarifas de baja
tensión con consumo de hasta 750 kWh con el fin de mantener el precio pagado en el primer trimestre de 2021.
Por otro lado, con fecha 6 de julio de 2021, el Estado dispuso una nueva extensión de dichos aportes para el tercer
trimestre de 2021 a efectos de la implementación de la actualización tarifaria correspondiente al semestre de julio a
diciembre de 2021.
En este sentido, la Resolución de Gabinete Nº 75, de 29 de junio de 2021, y Nº 105, de 30 de septiembre de 2021,
autorizaron al Ministerio de Economía y Finanzas a buscar los recursos necesarios e identificar la totalidad de los
importes para los aportes extraordinarios al FET COVID -19 extraordinario para los meses de julio a septiembre de
2021 y para los meses octubre a diciembre de 2021, respectivamente, a fin de cumplir con los compromisos con las
empresas distribuidoras de energía eléctrica.
Mediante Resolución Nº 17368 y Nº 17367 de 29 de diciembre de 2021 de la ASEP se notifica a Empresa de
Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET) y a Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI)
respectivamente el procedimiento para cancelar el saldo de los ajustes mensuales parciales de las tarifas eléctricas
del segundo semestre del 2020 y el primer semestre de 2021 a través de la actualización tarifaria semestral
correspondiente al periodo enero a junio de 2022.
En Argentina, cada jurisdicción provincial tiene su propia regulación para establecer el Valor Agregado de Distribución
(VAD). Es decir, cada provincia es la concedente del Servicio Público de Distribución de Electricidad en su área. No
obstante, los valores correspondientes al costo de adquisición de energía y potencia, como así también los del
transporte, son valores que están sujetos a la regulación nacional y constituyen un pass through en la tarifa de
usuarios finales.
El esquema tarifario en la provincia de San Juan, donde desarrolla su actividad Naturgy, consiste en revisiones
tarifarias quinquenales denominadas Revisiones Tarifarias Ordinarias (RTO) y de revisiones semestrales denominadas
Revisiones Tarifarias Extraordinarias (RTE). En estas últimas se reexpresan las variables contenidas en el VAD, se
reproyecta el Mercado y se realizan ajustes (entre lo real y lo proyectado) de impuestos, tasas y contribuciones no
explícitos en las facturas del servicio.
Durante el inicio de 2021 se cerró el proceso de la RTO prevista en el Contrato de Concesión, que definió tarifas para
periodo quinquenal 2021-2025. Luego, a mediados de año se concretó la correspondiente RTE.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
169
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes
Informe financiero anual 2021
INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO
Informe de gestión consolidado correspondiente al
ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2021
1.
Situación de la entidad
2
1.1.
Misión y valores
4
1.2.
Modelo de negocio y estructura organizativa
4
1.3.
Modelo de gobierno corporativo
8
1.4.
Entorno regulatorio
11
2.
Evolución y resultado de los negocios
12
3.
Liquidez y recursos de capital
40
4.
Principales riesgos y oportunidades
41
5.
Hechos posteriores
53
6.
Evolución previsible del Grupo
53
7.
Innovación sostenible
61
8.
Informe Anual de Gobierno Corporativo
64
9.
Informe Anual de Retribuciones de los Consejeros
64
10.
Información adicional
65
10.1.
Acciones propias
65
10.2.
Información sobre los aplazamientos de pagos efectuados a
proveedores. D.A 3ª “Deber de información” de la Ley 15/2010,
de 5 de julio
67
Anexos
67
I.
Medidas alternativas de rendimiento
68
II.
Estado de información no financiera
71
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
1
1.
Situación de la entidad
1.1.
Misión y valores
Naturgy Energy Group, S.A. se constituyó en 1843 y tiene su domicilio social en Avenida de América, número 38, de
Madrid.
Naturgy Energy Group, S.A. y sus filiales (en adelante, Naturgy) es un grupo dedicado a la generación, distribución y
comercialización de energía y servicios. Nuestro modelo de negocio, centrado en la creación de valor, está
comprometido con el desarrollo sostenible de la sociedad, garantizando el suministro de energía competitiva, segura
y con el máximo respeto al medio ambiente.
Naturgy está presente en más de 20 países, suministra gas y electricidad a 16 millones de clientes y tiene una
potencia instalada de 15,9 GW y un mix diversificado de generación de electricidad.
Opera en los mercados regulados y liberalizados de gas y electricidad, con una contribución relevante de la actividad
internacional, principalmente en los siguientes ámbitos:
–Distribución de gas y electricidad
–Generación y comercialización de electricidad
–Infraestructura, aprovisionamiento y comercialización de gas
La misión de Naturgy es:
–Atender las necesidades energéticas de la sociedad ofreciendo productos y servicios de calidad respetuosos
con el medio ambiente.
–Atender las necesidades de nuestros accionistas ofreciéndoles una rentabilidad creciente y sostenible.
–Atender las necesidades de nuestros empleados ofreciéndoles la posibilidad de desarrollar sus competencias
profesionales.
Atender a las
necesidades de…
Con visión…
Basados en
nuestros valores
Nuestros accionistas
Ofrecer una rentabilidad creciente y sostenible
•Orientación al cliente
•Compromiso con los
resultados
•Sostenibilidad
•Interés por las personas
•Responsabilidad social
•Integridad
Nuestros clientes
Ser líderes en continuo crecimiento con presencia
multinacional ofreciendo productos de calidad y
respetuosos con el medio ambiente
Nuestros empleados
Ofrecer oportunidades de desarrollo profesional y
personal
La sociedad
Contribuir positivamente a través de un compromiso
global
Nuestra visión de futuro, sin olvidar nuestras raíces y nuestros más de 175 años de historia, tiene como objeto
transformar el actual modelo de negocio y establecer las bases para continuar creando valor a través de la transición
energética, apostando por las energías renovables, desarrollando el gas renovable (hidrógeno y biometano) gracias a
la posición de liderazgo en el mercado del gas natural convencional, e impulsando la eficiencia energética y la
economía circular.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
2
Transformamos el mundo a través de la energía, abordando con determinación los retos de la transición energética y
las demandas de la sociedad y de nuestros clientes, trabajando con excelencia, transparencia y el talento de un
equipo comprometido. Y queremos hacerlo juntos: con nuestros empleados, clientes, accionistas y colaboradores. En
base a cuatro valores que están en el ADN de la compañía:
Forward Vision: innovando para un futuro
mejor
Excellence Driven: trabajando con excelencia
Transformamos el mundo desde la innovación, la
proactividad y la capacidad de adaptación, afrontando
los retos e impulsando las oportunidades de la transición
energética, los nuevos modelos de negocio y la
digitalización.
Transformamos el mundo desde el liderazgo, la
determinación y la mejora continua, apostando por la
generación de valor desde cada uno de los negocios y
mercados, y respondiendo con rigor a las expectativas de
todos los stakeholders.
People Oriented: transformando desde el
lado más humano
One Planet: por una sociedad más sostenible
Transformamos el mundo desde la cercanía, la
transparencia y la confianza, activando su firme
compromiso con las personas -empleados, clientes,
accionistas y colaboradores- y transformando el talento
y la pasión en impacto positivo.
Transformamos el mundo desde la sostenibilidad, el
respeto y el compromiso con el medioambiente,
sociedad y gobierno corporativo, demostrando ser una
empresa responsable que contribuye de manera
relevante al progreso, el bienestar y el futuro del planeta.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
3
1.2.
Modelo de negocio y estructura organizativa
El modelo de negocio de Naturgy se desarrolla a través de un amplio número de empresas principalmente en España,
Latinoamérica (Argentina, Chile, Brasil, México y Panamá) y Australia.
Naturgy organiza sus negocios en torno a tres áreas estratégicas (Gestión de la Energía y Redes, Renovables y
Nuevos Negocios y Comercialización) que aportan visibilidad de la evolución de los negocios y en base a las cuales se
definen los siguientes segmentos de operación:
–Gestión de la Energía y Redes:
▪Redes Iberia: engloba los negocios de redes de gas y redes de electricidad en España.
▪Redes Latinoamérica: engloba los negocios de redes de gas en Argentina, Chile, Brasil y México y los
negocios de redes de electricidad en Argentina y Panamá.
▪Gestión de la Energía: engloba los negocios de Comercialización internacional de GNL, Mercados y
aprovisionamientos, gestión de Gasoductos, Generación térmica España y Generación térmica
Latinoamérica (México, República Dominicana y Puerto Rico).
–Renovables y Nuevos Negocios:
▪Renovables España y Estados Unidos: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de fuentes
de energía hidráulica, eólica, mini hidráulica, solar y cogeneración. Hasta 2020, las actividades incluidas en
este segmento se desarrollabas exclusivamente en el ámbito de España. En 2021, Naturgy ha adquirido en
Estados Unidos una cartera de proyectos solares de 8 GW junto con 4,6 GW de proyectos de
almacenamiento de energía, de los cuales 25 proyectos por un total de 3,2 GW solar y 2 GW de
almacenamiento podrían estar operativos antes de 2026.
▪Renovables Latinoamérica: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de electricidad
renovable de Global Power Generation (GPG) situado en Latinoamérica (Brasil, Chile, Costa Rica, México y
Panamá).
▪Renovables Australia: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de electricidad renovable
de GPG situado en Australia.
–Comercialización: tiene como objetivo gestionar el modelo comercial a clientes finales tanto para gas,
electricidad y servicios, incorporando nuevas tecnologías y servicios y desarrollar todo el potencial de la marca.
A lo largo de la cadena de valor, el modelo de negocio de Naturgy se diferencia por ser líder en el sector del gas y ser
un referente en el sector eléctrico, en ambos casos garantizando la continuidad del suministro, aspecto esencial para
prestar un servicio de calidad y para el cumplimiento de la función social de la compañía; proporcionando una amplia
oferta de servicios de valor añadido e impulsando la innovación sostenible como motor de desarrollo.
En el Anexo I de las Cuentas Anuales Consolidadas se detallan las sociedades que forman parte de Naturgy y las
actividades que desarrollan.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
4
Presencia geográfica
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
5
Negocios en los que opera
Liderazgo en el negocio del gas
Redes
Gas
Distribución de gas
Infraestructuras
Aprovisionamiento
Comercialización
11 millones de puntos de suministro
135.640 km de red
Buques metaneros l/p
Gasoducto de transporte Medgaz
~ 29 bcm de cartera de suministro
372 TWh de gas suministrado
Nuestro posicionamiento
España
Líder en España con una cuota de mercado
del 68%, distribuyendo gas natural a más de
1.100 municipios en nueve comunidades
autónomas y 5,4 millones de clientes.
Latinoamérica
Primera distribuidora de Latinoamérica,
donde suministra a más de 5,6 millones de
clientes.
Presencia en Argentina, Brasil, Chile, México
y en cinco de las principales ciudades
latinoamericanas.
Nueve buques metaneros (1,43 Mm3).
Participación del 24,5% en el gasoducto
del Medgaz.
Participación en la planta de regasificación
de Ecoeléctrica y la planta de licuefacción
de Qalhat.
Capacidad de almacenamiento propio de
0,8 bcm y arrendado de 0,8 bcm.
Modelo de negocio basado en la
diversificación y la flexibilidad, que ha
convertido a Naturgy en un operador
global con un fuerte perfil
internacional.
Naturgy tiene contratos de
aprovisionamiento con proveedores en
todo el mundo, tanto en estado
gaseoso (GN) como en forma de gas
natural licuado (GNL).
Acceso a 11 millones de clientes y
ventas de GNL en multitud de países
del mundo.
Operador global con flexibilidad para
explotar mercados que presenten
márgenes atractivos.
Cuota de mercado de contratos de gas
del 45,9% en España.
Suministro competitivo a las centrales
de ciclo combinado (CCC).
Nuestra fortaleza
Naturgy mantiene una posición destacada en
los mercados donde opera, lo que supone
una plataforma de crecimiento orgánico,
tanto por la captación de nuevos clientes en
municipios con gas, como por la expansión de
redes a zonas no gasificadas.
Naturgy tiene una infraestructura de gas
integrada encaminada a dotar al negocio
de gran estabilidad, proporcionar
flexibilidad a las operaciones, y permitir
transportar el gas hacia las mejores
oportunidades de negocio.
Una cartera de contratos de
aprovisionamiento diversificada y
flexible, con mecanismos de revisión
ante desajustes de los precios.
Naturgy tiene una cartera diversificada
de clientes finales, actuando como
comercializador de gas tanto en
España como en el mercado
internacional.
Naturgy es líder en la oferta
combinada de energía dual y ofrece
una amplia gama de servicios de valor
añadido.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
6
Referente en el negocio eléctrico
Redes
Electricidad
Distribución de electricidad
Generación térmica
Generación renovable
Comercialización
4,7 millones de puntos de suministro
153.981 km de red
10,6 GW de capacidad de generación
5,2 GW de capacidad de generación
23,9 TWh comercializados
Nuestro posicionamiento
España
Tercer operador en el mercado español
donde distribuye electricidad a 3,8
millones de clientes.
Latinoamérica
Presencia en Argentina y Panamá (0,9
millones de clientes).
Naturgy tiene una posición de liderazgo
en los mercados donde opera.
España
Capacidad de 8,0 GW (7,4 GW centrales
de ciclo combinado y 0,6 GW nuclear).
En junio de 2020 se abandonó la
actividad de generación de carbón.
La cuota de mercado de Naturgy es de
17,5%.
Internacional
Capacidad de 2,6 GW: 2,4 GW centrales
de ciclo combinado (México) y 0,2 GW
fuel (República Dominicana).
España
Capacidad de 4,1 GW (2,0 GW hidráulica,
1,8 GW eólica, 0,2 GW solar y 0,1 GW
cogeneración). La cuota de mercado de
Naturgy excluyendo cogeneración es del
6,1%.
Internacional
Capacidad de 1,1 GW: 0,1 GW
hidroeléctrica (Costa Rica y Panamá), 0,7
GW eólica (México, Chile y Australia) y
0,3 GW solar (Brasil y Chile).
Líder en los segmentos de gran consumo
y residencial con una cuota del mercado
total en España del 10%.
Uno de los agentes principales del
mercado español.
Oferta combinada de energía dual y
amplia gama de servicios de valor
añadido.
Nuestra fortaleza
Naturgy es un operador eficiente en
términos de costes de operación y
mantenimiento del negocio de
distribución eléctrica.
En julio de 2021 se ha producido la venta
del negocio de distribución de
electricidad en Chile, actividad clasificada
como mantenida para la venta.
La compañía tiene un amplio
conocimiento en las tecnologías de
generación en las que opera y cuenta con
una infraestructura capaz de ajustarse a
las necesidades de cada modelo
energético y a la realidad de cada país.
Naturgy mantiene un buen
posicionamiento orientado al crecimiento
en España y Australia, lo que permitirá
aprovechar oportunidades de inversión
en generación en esas geografías.
En 2021, Naturgy ha adquirido en
Estados Unidos una cartera de proyectos
solares de 8 GW junto con 4,6 GW de
proyectos de almacenamiento de
energía.
La posición de liderazgo en la
comercialización combinada de gas
natural y electricidad presenta
importantes ventajas, como menor coste
de servicio, un servicio integrado al
cliente y menores costes de adquisición,
sin olvidar la consecución de una mayor
vinculación con los clientes.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
7
1.3.
Modelo de gobierno corporativo
Se incluyen como Anexo a este Informe de Gestión, y formando parte integrante del mismo, el Informe Anual de
Gobierno Corporativo del ejercicio 2021 y el Informe Anual sobre Remuneraciones de Consejeros del ejercicio 2021,
tal y como requiere el artículo 538 de la Ley de Sociedades de Capital.
Modelo de Gobierno Corporativo
El gobierno en Naturgy se rige acorde a los principios de eficacia y transparencia establecidos de acuerdo con las
principales recomendaciones y estándares existentes a nivel internacional.
El conjunto de normas de gobierno está formado básicamente por:
–Estatutos Sociales (aprobados en 2018, actualizados en 2021).
–Reglamento del Consejo de Administración y sus comisiones (actualizado en 2021).
–Reglamento de la Junta General de Accionistas (aprobado en 2018, actualizado en 2020).
–Política de Derechos Humanos (actualizada en 2019).
–Código Ético (actualizado en 2021).
A 31 de diciembre de 2021 y 2020, los principales accionistas de Naturgy son:
Participación en el capital social %
2021
2020
- Fundación Bancaria Caixa d'Estalvis i Pensions de Barcelona,“la Caixa” (1)
26,71
24,8
- Global Infrastructure Partners III (2)
20,6
20,6
- CVC Capital Partners SICAV-FIS, S.A. (3)
20,7
20,7
- IFM Global Infrastructure Fund
12,15
—
- Sonatrach
4,1
4,1
(1) Participación a través de Criteria Caixa S.A.U.
(2) Global Infrastructure Partners III, cuyo gestor de inversión es Global Infrastructure Management LLC, ostenta indirectamente su
participación a través de GIP III Canary 1, S.à.r.l.
(3 )A través de Rioja Acquisitions S.à.r.l.
La estructura de gobierno de Naturgy es la siguiente:
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8
Junta General de Accionistas
Tienen derecho a asistir físicamente cualquier accionista, siempre que tenga inscrita la titularidad de sus acciones en
el correspondiente registro contable con cinco días de antelación.
Consejo de Administración
Naturgy estructura el funcionamiento de su máximo órgano de administración, el Consejo de Administración, a través
de su funcionamiento en Pleno y en Comisiones, en atención a los requerimientos de la Ley de Sociedades de Capital.
Por ello, el Consejo de Administración de Naturgy cuenta con una Comisión de Auditoría y Control, una Comisión de
Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo y una Comisión de Sostenibilidad, que ejercen, además de las
funciones que la Ley les encomienda, las que les han sido encomendadas por el Consejo de Administración. Tanto la
Comisión de Auditoría y Control como la de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo cuentan con
mayoría de Consejeros independientes en su composición y, todas ellas, están presididas por un Consejero
Independiente.
La gestión preventiva de riesgos y la consideración de aspectos ligados a la responsabilidad corporativa forman parte
de las actividades del Consejo de Administración y de sus Comisiones. El Consejo de Administración es el máximo
responsable de la aprobación de las políticas de gobierno corporativo y responsabilidad corporativa. Anualmente, a
través de la formulación de los respectivos informes, revisa y aprueba la información acerca de los riesgos y
oportunidades en dichas materias.
En ejercicio de sus competencias, los principales temas considerados por el Consejo de Administración y sus
Comisiones durante 2021, han sido los siguientes:
–Aprobación de un nuevo Plan Estratégico 2021-2025.
–Elaboración del informe preceptivo, en relación con la oferta pública de adquisición voluntaria formulada por
Global InfraCo O (2) S.à. r.l.
–Modificación del Reglamento de funcionamiento del Consejos de Administración y sus comisiones.
–Modificación del Código Ético.
–Revisión de las competencias de la Comisión de Auditoría.
–Delegación en el Presidente Ejecutivo de la facultad de aprobar operaciones vinculadas en los términos
establecidos en la Ley de Sociedades de Capital.
–Aprobación del procedimiento interno de información y control periódico sobre operaciones vinculadas de
aplicación en los supuestos de que sean aprobadas por el Presidente en ejercicio de sus facultades
delegadas.
–Auditoría externa de las cuentas anuales individuales y consolidadas.
–Supervisión del proceso de elaboración de Información económica.
–Situación fiscal y de litigios.
–Independencia del Auditor.
–Operaciones vinculadas.
–Verificación del sistema de prevención penal.
–Supervisión de los sistemas de control de riesgos y análisis de riesgos específicos.
–Supervisión de los sistemas de control interno y de auditoría interna.
–Programa de seguros de Naturgy.
–Seguimiento operaciones autocartera.
–Plan de acción en materia de Compliance.
El Consejo de Administración de Naturgy está formado por 12 miembros, la Comisión de Auditoría y Control por 7
miembros, la Comisión de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo por 7 miembros y la Comisión de
Sostenibilidad por 5 miembros.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
9
La composición del Consejo de Administración y las distintas comisiones a 31 de diciembre de 2021 es la siguiente:
Consejo de
Administración
Comisión de
Auditoría y
Control
Comisión de
Nombramientos,
Retribuciones y
Gobierno
Corporativo
Comisión de
Sostenibilidad
Naturaleza del
cargo
Antigüedad en
el Consejo
Presidente
Ejecutivo
D. Francisco Reynés
Massanet
Ejecutivo
6/02/2018
Consejero
coordinador
D. Ramón Adell
Ramón
Vocal
Presidente
Independiente
18/06/2010
Vocal
D. Enrique Alcántara-
García Irazoqui
Vocal
Dominical
13/05/2021
Vocal
D. Francisco Belil
Creixell
Presidente
Vocal
Independiente
14/05/2015
Vocal
Dña. Lucy Chadwick
Vocal
Vocal
Dominical
16/03/2020
Vocal
Dña. Isabel Estapé
Tous
Vocal
Vocal
Dominical
16/03/2020
Vocal
Dña. Helena Herrero
Starkie
Vocal
Presidenta
Independiente
04/05/2016
Vocal
D. Rajaram Rao
Vocal
Dominical
21/09/2016
Vocal
Rioja S.à.r.l, D. Javier
de Jaime Guijarro
Vocal
Dominical
01/08/2019
Vocal
D. Pedro Sáinz de
Baranda Riva
Vocal
Vocal
Independiente
27/06/2018
Vocal
D. Claudio Santiago
Ponsa
Vocal
Vocal
Independiente
27/06/2018
Vocal
Theatre Directorship
Services Beta, S.à.r.l.,
D. José Antonio Torre
de Silva López de
Letona
Vocal
Vocal
Dominical
18/05/2018
Secretario no
consejero
D. Manuel García
Cobaleda
Secretario no
consejero
Secretario
no consejero
Secretario no
consejero
N/A
29/10/2010
Estructura de Dirección
En cuanto a la estructura de dirección de Naturgy, está formada por tres unidades de negocio (Gestión de la Energía
y Redes, Renovables y Nuevos Negocios y Comercialización) y unidades corporativas que garantizan el control de
forma centralizada.
Se considera Comité de Dirección al Presidente Ejecutivo en relación a sus funciones ejecutivas y a los directivos con
dependencia directa del Presidente Ejecutivo, D. Francisco Reynés Massanet. A 31 de diciembre de 2021 está
compuesto por los siguientes Directivos:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
10
Unidades de Negocio
Dirección Gestión de la Energía y Redes dirigida por D. Pedro Larrea Paguaga
Dirección Renovables y Nuevos Negocios dirigida por D. Jorge Barredo López
Dirección Comercialización dirigida por D. Carlos Francisco Vecino Montalvo
Unidades Corporativas
Dirección de Sistemas de Información dirigida por D. Rafael Blesa Martínez
Dirección de Mercados Financieros dirigida por D. Steven Fernández Fernández
Dirección Planificación, Control y Administración dirigida por D. Jon Ganuza Fernández de Arroyabe
Dirección de Secretaría General y del Consejo dirigida por D. Manuel García Cobaleda
Dirección de Sostenibilidad, Reputación y Relaciones Institucionales dirigida por D. Jordi García Tabernero
Dirección de Personas y Organización dirigida por D. Enrique Tapia López
1.4.
Entorno regulatorio
En el Anexo IV. Marco Regulatorio de las cuentas anuales consolidadas se incluye una descripción de la regulación
sectorial y del funcionamiento del sistema eléctrico y gasista en los mercados en los que opera Naturgy.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
11
2.
Evolución y resultado de los negocios
Notas sobre la información financiera
–La información financiera de Naturgy contiene magnitudes elaboradas de acuerdo con las Normas
Internacionales de Información Financiera (NIIF), así como las denominadas Medidas Alternativas de
Rendimiento (MAR) que se consideran magnitudes ajustadas respecto a aquellas que se presentan de acuerdo
con las NIIF. Se incluye como Anexo al Informe de gestión consolidado la definición de las MAR utilizadas.
2.1. Principales magnitudes
Principales magnitudes económicas
2021
2020
%
Importe neto de la cifra de negocios
22.140
15.345
44,3
Ebitda
3.529
3.449
2,3
Resultado de explotación
2.101
466
350,9
Resultado atribuible a accionistas de la sociedad dominante
1.214
(347)
(449,9)
Inversiones
1.484
1.279
16,1
Deuda financiera neta (a 31/12)
12.831
13.612
(5,7)
Free Cash Flow después de minoritarios
2.113
1.626
30,0
Principales ratios financieros
2021
2020
Endeudamiento
59,10%
54,70%
Ebitda / Coste deuda financiera neta
7,2x
6,9x
Deuda financiera neta / Ebitda
3,6x
3,9x
Principales ratios bursátiles y remuneración al accionista
2021
2020
Nº de acciones total (en miles)
969.614
969.614
Nº de acciones medio (en miles) 1
960.935
962.555
Cotización a 31/12 (euros)
28,63
18,9
Capitalización bursátil a 31/12 (millones de euros)
27.760
18.384
Beneficio por acción (euros)1
1,26
(0,36)
Dividendo pagado
1.290
1.370
1 Calculado considerando el número medio ponderado de acciones en circulación a lo largo del ejercicio (número medio ponderado de acciones
ordinarias menos número medio ponderado de acciones propias).
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
12
Principales magnitudes operativas
Distribución
2021
2020
Distribución de gas (GWh)
459.878
403.910
Distribución de electricidad (GWh)
36.411
35.536
Puntos de suministro de gas (en miles)
11.037
11.052
Puntos de suministro de electricidad (en miles)
4.776
4.727
Red de distribución de gas (km)
135.640
134.802
Longitud líneas distribución y transporte de electricidad (km)
153.981
151.495
Gas
2021
2020
Comercialización (GWh)
239.780
181.738
GNL Internacional (GWh)
141.748
133.979
Suministro de gas total (GWh)
381.528
315.717
Electricidad
2021
2020
Capacidad instalada térmica (MW)
10.674
10.674
Capacidad instalada renovable (MW)
5.221
4.659
Capacidad instalada total (MW)
15.895
15.333
Producción neta térmica (GWh)
30.891
31.501
Producción neta renovable (GWh)
10.862
9.513
Producción neta total (GWh)
41.753
41.014
Principales magnitudes ambiental y social
Medio Ambiente
2021
2020
Factor de emisión de generación (t CO2/GWh)
261
297
Emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) (M tCO2 eq) 1
13,5
15,5
Capacidad instalada libre de emisiones (%)
33,0
29,0
Producción neta libre de emisiones (%)
35,4
32,4
Interés por las personas
2.021
2.020
Nº de empleados al cierre del ejercicio 2
7.366
9.335
Horas de formación por empleado
28,8
26,6
Hombres/mujeres (%) 3
68/32
67/33
Seguridad y Salud
2021
2020
Nº de accidentes con tiempo perdido
8
4
Índice de frecuencia accidentes con tiempo perdido
0,1
0,04
Compromiso con la sociedad e integridad
2021
2020
Valor económico distribuido (millones de euros)
22.494
16.235
Denuncias recibidas por la Comisión del Código Ético (nº)
61
80
1 GEI: gases efecto invernadero, medidas como tCO 2 equivalente (alcance 1 y 2).
2 No incluye número de empleados en los negocios clasificados como operaciones interrumpidas (1 persona en 2021 y 1.392 personas en 2020).
3 Incluye empleados de los negocios clasificados como operaciones interrumpidas.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
13
2.2. Hechos destacados
–El año 2021 ha estado marcado por la gradual recuperación de la demanda energética y la importante
subida de los precios de las materias primas, impactando tanto en el gas como en la electricidad. Esta
tendencia se ha intensificado durante la segunda mitad del año a medida que nos acercábamos a la
temporada de invierno.
–El EBITDA ordinario de Naturgy alcanzó los 3.983 millones de euros en el año 2021, un 7% más que el año
anterior y por encima de las previsiones, apoyado principalmente por la recuperación gradual de la demanda
energética y el aumento de los precios de las materias primas, en particular el gas
–El Beneficio Neto Ordinario alcanzó los 1.231 millones de euros en 2021, un 41% más que en 2020. El
Beneficio Neto alcanzó los 1.214 millones de euros. Los costes de reestructuración ligados al plan de salidas
voluntarias de empleados en España, y los costes de desistimiento por contratos onerosos de ventas de gas
en el último trimestre del año, han sido compensados casi en su totalidad por las plusvalías netas por la
venta de CGE Chile, el acuerdo en UFG, y la reversión de la provisión del canon hidroeléctrico 2013-2020
durante el último trimestre de 2021.
–El capex total ascendió a 1.484 millones de euros en 2021, un 16% más que el año anterior. Este aumento
se explica principalmente por mayores inversiones en desarrollos renovables en Australia, España y EE. UU.,
así como por mayores inversiones en comercialización (esfuerzos comerciales y digitalización).
–La deuda neta a cierre de 2021 se sitúa en 12.831 millones de euros, lo que supone un ratio Deuda
Financiera Neta / EBITDA reportado de 3,6x frente a 3,9x a 31 de diciembre de 2020. La importante
reducción y desapalancamiento de la deuda neta se debe principalmente a la venta de la participación de
Naturgy en la filial de redes eléctricas en Chile y los cobros en efectivo derivados del acuerdo de salida de
UFG. Por otro lado, el repunte y la volatilidad en los precios del gas tuvieron un impacto negativo temporal
en el consumo de capital circulante, especialmente en el último trimestre, lo que ha contrarrestado
parcialmente la reducción esperada en la deuda neta. Sin embargo, dicho impacto se considera transitorio y
se espera que el consumo de capital circulante se normalice en los próximos trimestres.
–Durante 2021, la compañía repartió un dividendo total de 1,33 €/acción en efectivo, incluyendo el dividendo
complementario de 2020 (0,63 €/acción) pagado en marzo así como el primer y segundo dividendo a
cuenta de 2021 correspondiente a 0,3 €/acción y 0,4 €/acción, pagados en agosto y noviembre de 2021,
respectivamente. La compañía propondrá en su próxima Junta General de Accionistas un dividendo
complementario para 2021 de 0,5€/acción, en línea con su política de dividendo de 1,2€/acción al año.
Crecimiento macroeconómico y demanda energética
La demanda de energía experimentó una recuperación gradual durante el año en las regiones donde opera el Grupo.
La demanda de electricidad y gas en España aumentó de media un 2,4% y un 5,4% respectivamente en comparación
con 2020. Del mismo modo, la demanda de electricidad y gas en las regiones de América Latina donde opera el
Grupo experimentó un aumento promedio de 4,8% y 22,5% respectivamente durante 2021 en comparación con
2020.
Durante 2021, las monedas de LatAm se depreciaron frente al euro, con un efecto negativo de -42 millones de euros
y -8 millones de euros en el EBITDA ordinario y en el Beneficio Neto del Grupo, respectivamente. El ritmo de
depreciación se ha moderado en 2021 en comparación con años anteriores, aunque Brasil y Argentina continuaron
mostrando una depreciación notable en el año.
Evolución de los precios de las materias primas (commodities)
El año 2021 ha estado marcado por el volátil escenario energético y el repunte de los precios del gas y la electricidad,
especialmente durante la segunda mitad del año.
Los precios del Brent aumentaron un 69,5% en promedio en comparación con 2020, mientras que los precios del gas
en los principales centros de gas también muestran aumentos significativos en comparación con 2020 (HH aumentó
un 71,4% y NBP se multiplicó por 4,9x en promedio). Por su parte, los precios mayoristas de la electricidad se
multiplicaron por 3,3x de media respecto a 2020, superando los máximos históricos. Dichos incrementos se
tradujeron en importantes cambios regulatorios e incertidumbre en España durante el año.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
14
Actividad corporativa
Durante 2021, Naturgy siguió avanzando en la simplificación y reducción del perfil de riesgo de su negocio,
reduciendo la concentración de riesgo en Chile y alcanzando una solución a sus persistentes disputas en Egipto,
reforzando la fortaleza del balance de la compañía y para perseguir un crecimiento renovable más ambicioso.
El 10 de marzo de 2021, Naturgy, ENI y la República Árabe de Egipto alcanzaron un acuerdo para resolver
amistosamente los conflictos que afectaban a Unión Fenosa Gas (UFG), la sociedad participada al 50% entre Naturgy
y ENI. Naturgy recibió una serie de pagos en efectivo por un importe aproximado de 600 millones de dólares, así
como la mayor parte de los activos fuera de Egipto, excluidas las actividades comerciales de UFG en España.
Además, durante 2021, Naturgy completó la enajenación de su participación accionarial del 96,04% en su filial
chilena de redes eléctricas, Compañía General de Electricidad SA en Chile (CGE), a State Grid International
Development Limited (SGID) por un precio de compra total (equity value) de 2.570 millones de euros.
Actualización COVID-19
Naturgy continúa apoyando y protegiendo los intereses de todos sus grupos de interés, incluyendo medidas para
preservar la salud, seguridad y bienestar de los empleados, recursos para garantizar un trabajo remoto efectivo o la
protección y apoyo individual por parte de los servicios médicos de Naturgy.
Se mantienen las medidas para apoyar a la sociedad, así como a los clientes y proveedores, incluido el refuerzo de
infraestructuras clave para garantizar la estabilidad y la calidad del suministro de electricidad y gas. Además, y ante
la importante subida de los precios de la electricidad y el impacto que podría tener en sus clientes industriales y
pymes/retail, Naturgy anunció a principios de septiembre su Iniciativa Compromiso, consistente en ofrecer un precio
fijo de 60 €/MWh de luz en España durante 2 años sin condiciones, empleando su producción inframarginal. Además,
Naturgy amplió su oferta con un precio fijo de 65 euros/MWh durante tres años, lo que permite a los clientes obtener
un precio estable no ligado a la volatilidad del pool a más largo plazo.
Naturgy reitera la importancia y el valor de su compromiso con la sociedad y reafirma su voluntad de mantener el
apoyo a sus clientes con medidas al alcance de la compañía.
2.3. Factores clave de comparabilidad y elementos no ordinarios
Estructura de reporting
Los resultados del año 2021 siguen la nueva estructura organizativa: Gestión de la Energía y Redes, Renovables y
Nuevos Negocios y Comercialización., con los siguientes criterios:
–Redes incluye todos los negocios de redes tanto gas y electricidad en España como en Latinoamérica que
engloba Chile gas, Brasil gas, México gas, Panamá electricidad y Argentina gas y electricidad.
–Gestión de la energía se compone de: (i) mercados y aprovisionamientos, (ii) GNL internacional, (iii) gasoductos
(EMPL), (iv) generación térmica España y (v) generación térmica Latinoamérica.
–Mercados y aprovisionamientos incluye todos los contratos de aprovisionamiento de gas del grupo y ventas
internas y externas (excepto las ventas de GNL Internacional y de gas a clientes finales por debajo de 500 GWh
en España).
–Renovables y nuevos negocios incluye todas las actividades de generación renovable (incluyendo hidráulica) que
anteriormente formaban parte de la generación eléctrica Europa y la generación eléctrica internacional, así
como los nuevos negocios.
–Comercialización incluye todas las ventas de electricidad a clientes finales en España así como las ventas de
gas a clientes finales por debajo de 500 GWh en España.
Cambios en el perímetro de consolidación
Las principales transacciones completadas en 2021 con impacto en la comparabilidad en los resultados 2021 frente
a 2020 incluyen las siguientes:
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
15
–En marzo de 2021, Naturgy, ENI y la República Árabe de Egipto completaron el acuerdo alcanzado el 1 de
diciembre de 2020 para resolver de forma amistosa los conflictos que afectan a Unión Fenosa Gas (UFG). Como
resultado en 2021 se ha registrado un impacto positivo de 127 millones de euros y se han consolidado por
integración global los activos de UFG asignados a Naturgy.
–En septiembre de 2021, Naturgy completó la venta de su participación accionaria del 96,04% en su filial chilena
de redes eléctricas, Compañía General de Electricidad S.A en Chile (CGE), a State Grid International
Development Limited (SGID), lo que se tradujo en una plusvalía neta de 64 millones de euros
Las principales transacciones completadas en 2020 con impacto en la comparabilidad en los resultados 2021 frente
a 2020 son las siguientes:
–En abril de 2020, Naturgy completó la venta de sus activos en Kenia
–En julio de 2020, Naturgy completó la operación para adquirir una participación del 34,05% en Medgaz
–En noviembre de 2020, Naturgy alcanzó un acuerdo para vender su participación accionarial del 96,04% en su
filial chilena de redes eléctricas, Compañía General de Electricidad SA Tras este acuerdo, la actividad se
clasificó como “Activos no corrientes disponibles para la venta” y los resultados se reportaron como "
operaciones discontinuadas" para fines comparativos.
–Adicionalmente, la actividad de distribución de gas en Perú y la generación de carbón en España se reportaron
como operaciones discontinuadas desde abril y junio de 2020 respectivamente. Estas actividades no han
contribuido a los resultados consolidados del ejercicio 2021.
Elementos no ordinarios
A continuación se detallan los elementos no ordinarios:
Ebitda
Resultado neto
Millones de euros
2021
2020
2021
2020
Costes de reestructuración
(410)
(197)
(291)
(144)
Deterioro de activos
—
—
(11)
(1.019)
Ventas de participadas
—
—
4
10
Efecto fiscal fusiones Chile
—
—
—
—
Sanciones regulatorias
—
(1)
—
—
Reversión de provisiones
6
37
4
28
Venta terrenos y edificios
5
7
3
5
Acuerdos de aprovisionamiento
36
(94)
28
(76)
Costes transformación Lean
(39)
—
(27)
—
Tasas
188
—
164
—
Costes de desistimiento por contratos onerosos de ventas de
gas
(234)
—
(176)
—
Acuerdo UFGas
—
—
127
—
Operaciones interrumpidas
—
—
113
17
Otros
(6)
(17)
45
(40)
Total
(454)
(265)
(17)
(1.219)
–A nivel de EBITDA, los impactos no ordinarios en 2021 ascienden a -454 millones de euros, correspondientes en
su mayor parte a costes de reestructuración (-410 millones de euros) en España, especialmente en los negocios
de redes y comercialización, y costes de desistimiento por contratos onerosos de ventas de gas (-234 millones
de euros), que se han visto parcialmente compensados por impuestos revertidos por la sentencia del canon
hidráulico (+191 millones de euros) y otras partidas positivas de menor relevancia.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
16
–A nivel de Resultado neto, los impactos no ordinarios en 2021 ascienden a -17 millones de euros. Las partidas
anteriores y su correspondiente impacto a nivel de Beneficio neto se ven compensadas por el acuerdo en UFG,
que tiene un impacto positivo de 127 millones de euros y la aportación de operaciones interrumpidas, con un
impacto positivo de 113 millones de euros, de los cuales CGE Electricidad 111 millones de euros.
Impacto de los tipos de cambio
La fluctuación de los tipos de cambio y su efecto se detallan a continuación:
Moneda
Tipo medio acumulado
% variación
EBITDA
Resultado neto
USD/€
1,18
3,5%
(16)
(1)
MXN/€
23,99
(1,7)%
1
—
BRL/€
6,38
8,9%
(19)
(4)
ARS/€ (1)
116,94
13,7%
(9)
(3)
CLP/€
898,05
(0,3)%
1
—
Otras
—
—
—
—
Total
—
—
(42)
(8)
(1) Tipo de cambio de cierre por considerase Argentina como economía inflacionaria.
2.4. Análisis de los resultados consolidados
Reportado
Ordinario
2021
2020
Variación
(%)
2021
2020
Variación
(%)
Importe neto cifra negocios
22.140
15.345
44,3
22.130
15.345
44,2
Ebitda
3.529
3.449
2,3
3.983
3.714
7,2
Amortizaciones y pérdidas por deterioro
(1.462)
(2.839)
(48,5)
(1.446)
(1.478)
(2,2)
Deterioro pérdidas crediticias
(99)
(156)
(36,5)
(99)
(156)
(36,5)
Otros resultados
133
12
1008,3
—
—
—
Resultado de explotación
2.101
466
350,9
2.438
2.080
17,2
Resultado financiero
(394)
(538)
(26,8)
(486)
(502)
(3,2)
Resultado método participación
90
36
150,0
90
29
210,3
Impuesto sobre beneficios
(358)
(19)
1784,2
(459)
(374)
22,7
Resultados operaciones interrumpidas
117
24
387,5
—
—
—
Participaciones no dominantes
(342)
(316)
8,2
(352)
(361)
(2,5)
Resultado neto
1.214
(347)
(449,9)
1.231
872
41,2
Importe neto de la cifra de negocios
El importe neto de la cifra de negocios ordinaria del ejercicio 2021 alcanza los 22.130 millones de euros, un 44,2%
por encima de 2020, principalmente como consecuencia de la mayor demanda y precios de la energía en el periodo,
con un impacto especialmente positivo en las actividades de gestión de Energía.
Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2021
17
Ebitda
El EBITDA ordinario alcanzó los 3.983 millones de euros en 2021, un 7,2% más que en 2020, apoyado principalmente
por la recuperación gradual de la demanda de energía, el aumento de los precios de la energía y el impacto positivo
de las posiciones abiertas en la comercialización de gas en los mercados internacionales. Los negocios de redes se
mantuvieron resistentes, mientras que las energías renovables se vieron afectadas por algunos eventos y ajustes
específicos en España. La actividad de Comercialización en España se ha visto impactada por mayores costes de
aprovisionamiento de gas y precios del pool, especialmente durante la segunda mitad del año.
El detalle del Ebitda comparativo por negocios es el siguiente:
Reportado
Ordinario
2021
2020
Variación
2021
2020
Variación
Gestión de la energía y redes
3.266
2.859
14,2%
3.560
3.046
16,9%
Renovables y Nuevos negocios
488
352
38,6%
340
362
(6,1%)
Comercialización
(96)
326
(129,4%)
153
359
(57,4%)
Resto
(129)
(88)
46,6%
(70)
(53)
32,1%
EBITDA
3.529
3.449
2,3%
3.983
3.714
7,2%
Resultado de explotación
Las dotaciones a amortizaciones y pérdidas por deterioro del ejercicio 2021 alcanzan los -1.462 millones de euros, un
48,5% menos que en 2020. Esta reducción se explica por el deterioro realizado en el ejercicio 2020 de determinados
activos por un importe total de -1.363 millones de euros, afectando principalmente a la generación convencional en
España (-1.145 millones de euros), y a las actividades de gas en Argentina ( -198 millones de euros).
Las provisiones por morosidad se sitúan en -99 millones de euros en 2021, un 36,5% menos que en 2020,
recuperándose del aumento significativo del año 2020 como resultado de la crisis de COVID-19.
El resultado de explotación del ejercicio 2021 asciende a 2.101 millones de euros.
Resultado financiero
Millones de euros
2021
2020
Variación (%)
Coste deuda financiera neta
(491)
(498)
(1,4)
Otros gastos/ingresos financieros
97
(40)
(342,5)
Resultado financiero
(394)
(538)
(26,8)
El resultado financiero asciende a 394 millones de euros negativos, un 26,8% menos que en 2020, debido a la menor
deuda neta del periodo, una mejora en el coste medio de la deuda financiera bruta para 2021, alcanzando el 2,5%, en
línea con 2020 (el coste de la deuda financiera neta disminuyó 1,4% en el periodo), e impactos positivos no ordinarios
por la reversión de ciertas provisiones financieras. A 31 de diciembre de 2021, el 83% de la deuda bruta está a tipo
fijo y el 29% está denominada en moneda extranjera.
Resultado de entidades valoradas por el método de la participación
El resultado de las entidades valoradas por el método de la participación asciende a 90 millones de euros positivos
básicamente por Ecoeléctrica (54 millones de euros), Renovables (15 millones de euros), Medgaz (12 millones de
euros) y el subgrupo UF Gas (-3 millones de euros).
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Impuesto sobre beneficios
La tasa efectiva ordinaria del ejercicio 2021 se sitúa en un 22,5% inferior a la del ejercicio 2020 (23,3%).
Resultado operaciones interrumpidas
La contribución de las operaciones discontinuadas se situó en 117 millones de euros en 2021, reflejando
principalmente la contribución de las actividades de distribución de electricidad en Chile, como se muestra a
continuación:
2021
2020
Var (%)
Distribución gas Perú
2
(12)
(116,7)
Generación carbón España
—
(38)
(100,0)
Distribución electricidad Chile
115
74
55,4
Total
117
24
387,5
Participaciones no dominantes
El detalle de participaciones no dominantes es el siguiente:
2021
2020
Var (%)
EMPL
(32)
(41)
(22,0)
Nedgia
(72)
(76)
(5,3)
Otras participaciones (1)
(179)
(139)
28,8
Otros instrumentos de patrimonio
(59)
(60)
(1,7)
Total
(342)
(316)
8,2
(1) Incluye GPG, distribución de gas en Chile, Brasil, México y Argentina y distribución eléctrica en Chile y Panamá.
La disminución de la contribución de EMPL y Otras participaciones se debe a la reducción de capacidad en EMPL a
partir de febrero de 2020, así como a la terminación de la concesión en octubre de 2021 y la menor contribución de
las actividades de Latinoamérica, respectivamente.
En otros instrumentos de patrimonio se incluyen los intereses devengados por las obligaciones perpetuas
subordinadas y las acciones preferentes.
Resultado neto
El resultado neto ordinario consolidado del ejercicio 2021 asciende a 1.231 millones de euros, un 41,2% superior al
ejercicio anterior.
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2.5. Análisis de resultados por segmentos
2.5.1. Gestión de la Energía y Redes
Reportado
Ordinario
2021
2020
Variación (%)
2021
2020
Variación (%)
Gestión de la energía y redes
3.266
2.859
14,2
3.560
3.046
16,9
Redes Iberia
1.448
1.538
(5,9)
1.657
1.627
1,8
Redes gas
857
891
(3,8)
961
940
2,2
Redes electricidad
591
647
(8,7)
696
687
1,3
Redes Latinoamérica
828
834
(0,7)
829
840
(1,3)
Chile gas
191
206
(7,3)
186
207
(10,1)
Brasil gas
231
203
13,8
233
204
14,2
México gas
218
222
(1,8)
219
224
(2,2)
Panamá electricidad
125
130
(3,8)
127
132
(3,8)
Argentina gas
40
52
(23,1)
41
52
(21,2)
Argentina electricidad
23
21
9,5
23
21
9,5
Gestión de la energía
990
487
103,3
1.074
579
85,5
Mercados y aprovisionamientos
90
(223)
(140,4)
167
(170)
(198,2)
GNL internacional
373
129
189,1
357
198
80,3
Gasoductos (EMPL)
191
240
(20,4)
194
240
(19,2)
Generación térmica España
91
104
(12,5)